УЧРЕДИТЕЛИ

МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ, РОССИЙСКОЕ ОАО ЭНЕРГЕТИКИ

ÈЭЛЕКТРИФИКАЦИИ “ЕЭС РОССИИ”, ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ АССОЦИАЦИЯ “КОРПОРАЦИЯ ЕЭЭК”, НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКАЯ ФИРМА “ЭНЕРГОПРОГРЕСС”, РОССИЙСКОЕ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБЩЕСТВО ЭНЕРГЕТИКОВ

ÈЭЛЕКТРОТЕХНИКОВ

РЕДАКЦИОННАЯ КОЛЛЕГИЯ

Главный редактор

Ольховский Г.Г.

Зам. главного редактора

Антипов К.М.

Волков Э.П., Денисов В.И., Зотов В.М., Корниенко А.Г., Кощеев Л.А., Ляшенко В.С., Неклепаев Б.Н., Нечаев В.В., Орфеев В.М., Охотин В.Н., Прушинский Б.Я., Ремезов А.Н., Решетов В.И., Савваитов Д.С., Седлов А.С., Соловьева Т.И., Федосеев Б.С., Широкова М.И.

РЕДАКЦИЯ

Зам. главного редактора

Соловьева Т.И.

Ответственный секретарь

Широкова М.И.

Научный редактор

Шишорина Г.Д.

Литературный редактор

Евсеева В.Н.

Секретарь редакции

Васина С.А.

Компьютерный набор

Коновалова О.Ф.

Раздел “Энергохозяйство за рубежом”

Научные редакторы

Алексеев Б.А., Котлер В.Р.

АДРЕС РЕДАКЦИИ

115280, Москва, ул. Ленинская слобода, 23

ТЕЛЕФОНЫ

Редакция

[phone], 234-7419

Главный редактор

[phone]

Ôàêñ

[phone]

Internet www.energy-journals.ru

E-mail [e-mail]

Сдано в набор 30.1.2003 Подписано в печать 27.03.2003

Формат 60 84 1/8 Бумага офсетная ¹ 1. Печать офсетная

Печ. л. 10,75. Тираж 1950. Цена свободная

Оригинал-макет выполнен в издательстве “Фолиум”

127238, Москва, Дмитровское ш., 58 Тел/факс: [phone] Internet: www.folium.ru

E-mail: [e-mail]

Отпечатано в типографии издательства “Фолиум”

©НТФ “Энергопрогресс”, “Электрические станции”, 2003

Å Æ Å Ì Å Ñ ß × Í Û É Ï Ð Î È Ç Â Î Ä Ñ Ò Â Å Í Í Î - Ò Å Õ Í È × Å Ñ Ê È É Æ Ó Ð Í À Ë

I S S N 0 2 0 1 - 4 5 6 4

ЭКОНОМИКА ЭНЕРГЕТИКИ
Осика Л. К. Информационные технологии диспетчерского управления в условиях функционирования
оптового рынка электроэнергии и мощности . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .	2
Летун В. М., Ãëóç È. Ñ. Оптимальное управление режимом работы электростанций в условиях оптово-
го рынка . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .	8
Кузнецов А. В. Об оплате потребителями реактивной электрической мощности и энергии . . . . . .	12
АТОМНЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
Нигматулин Б. И., Агеев А. Г., Блинков В. Н., Васильева Р. В., Корольков Б. М., Драгунов Ю. Г., Òðó-
íîâ Í. Á., Некрасов А. В., Илюшин В. Ф. Экспериментальное обоснование, испытания и внедрение
новой сепарационной схемы на парогенераторах блоков АЭС с ВВЭР-1000 . . . . . . . . . . .	16
ТЕПЛОВЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
Козлов Ю. В., Егоров Э. Д., Зройчикова Т. В., Белов В. А. О целесообразности использования линии ре-
гулирования кратности концентраций между ступенями испарения котла высокого давления. .	23
Волков Э. П., Большаков В. П., Ермаков В. В. Комплексное удаление сухой золы из бункеров электро-
фильтров и ее накопление для расширения возможностей утилизации . . . . . . . . . . . . . .	25
Урьев Е. В., Радчик И. И. Балансировка гибких роторов на станках “Диамех” . . . . . . . . . . . . . .	30
Нахалов В. А., Балашов Ю. В. Влияние весовой и компенсационной нагрузок на деформацию пароп-
ровода . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .	34
Артамонов В. В. Исследование процесса получения полимерных реплик . . . . . . . . . . . . . . . .	38
ЭНЕРГОСИСТЕМЫ И ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ
Керницкий Н. В., Кудацкий Л. Н. Электросетевая географическая информационная система “Схема” .	44
Гунгер Ю. Р., Пивчик И. Р., Хромов Е. Г., Демин Ю. В. Разработка новых конструкций опор ВЛ из гнутых
металлических профилей нетрадиционных форм . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .	48
Наумов В. А., Шевцов В. М. Математические модели трансформатора тока в исследованиях алгорит-
мов дифференциальных защит . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .	51
Зинченко В. Ф. Нелинейные процессы в реле максимального тока . . . . . . . . . . . . . . . . . . .	56
Шкарин Ю. П. Влияние изменений параметров высокочастотных трактов на работу цифровых каналов
связи. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .	59
Афонский А. А. Многофункциональные электроизмерительные клещи для трехфазных сетей до
1000 Â . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .	64
Неклепаев Б. Н. Вопросы терминологии в области заземления нейтралей электроустановок и элект-
рических сетей . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .	68
ОБМЕН ПРОИЗВОДСТВЕННЫМ ОПЫТОМ
Головкин Б. Н., Ермилов В. Ю., Кузнецов С. Ф., Старцев А. П. Опыт и проблемы внедрения автоматизи-
рованных систем управления сбытом энергии . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .	70
Таран О. Е., Балашов Ю. В., Потапович Ю. Г., Воеводин В. А., Никанорова Н. И. Опыт восстановления
корпуса ПВД типа ПВ-900-380-66. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .	73
Гвоздев В. С. Система автоматического контроля обводнения турбинного масла на ТЭС. . . . . . . .	75
Войнаровский Ю. А. Повышение надежности цепей автоматического ускорения защит после включе-
ния выключателя . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .	77
ЭНЕРГОХОЗЯЙСТВО ЗА РУБЕЖОМ
Газотурбинные электростанции США (статистика за 2001 г.) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .	79

ЭКОНОМИКА ЭНЕРГЕТИКИ

Информационные технологии диспетчерского управления в условиях функционирования оптового рынка электроэнергии и мощности

Осика Л. К., êàíä.òåõí. íàóê

ОДУ Северо-Запада

Согласно постановлению Правительства Российской Федерации от 11/VII 2001 г. ¹ 526 стратегической задачей реформирования электроэнергетики является ее перевод в режим устойчивого развития на базе применения прогрессивных технологий и рыночных принципов хозяйствования.

Переход к рыночным отношениям в отрасли основывается на теории взаимосвязи цен, труда, капитала, качества продукции и эффективности электроэнергетического производства. В то же время эти отношения предполагают использование на практике принципов маркетинга, означающего философию деятельности с ориентацией на сбыт продукции и, в конечном счете, на потребителя и прибыль. Главное условие квалифицированного маркетинга – получение информации о состоянии рынка товарной продукции и рынка системных услуг, а также о спросе на энергоносители. Особенностью маркетинга в энергетике является необходимость учета большого количества системных ограничений, связанных с пропускной способностью сети, требованиями обеспечения надежности электроснабжения потребителей и нормативных показателей качества электроэнергии.

Технологическая деятельность по учету системных ограничений осуществляется системным оператором (СО), обеспечивающим реализацию договорных отношений на рынке товарной продукции и системных услуг [1], а организация оптовой торговли электроэнергией (мощностью) – администратором торговой системы (АТС). При этом диспетчерское управление становится гарантом соблюдения интересов всех экономических агентов, а также интересов государства по укреплению энергетической безопасности страны.

Сложность поставленных задач и увеличение возможностей их оптимального решения вследствие научно-технического прогресса в сфере телекоммуникаций, средств обработки информации и энергетической техники приводят к необходимости использования в практике СО новых информационных и управляющих технологий. Данная статья посвящена некоторым из них, связанным с

контролем и управлением договорными параметрами режима поставщиков и покупателей электроэнергии.

Рассмотрим вначале основные характеристики объекта управления СО, т.е. той технологической и экономической среды, в которой завязываются общественные отношения, присущие различным моделям рынка.

Электроэнергетическое объединение (ОЭС, ЕЭС), как известно, представляет собой большую систему кибернетического типа, характеризующуюся рядом фундаментальных свойств, в том числе свойствами управляемости и наблюдаемости [2]. До начала рыночных преобразований и введения Федерального оптового рынка электроэнергии и мощности (ФОРЭМ) на каждом уровне пространственной, временной и ситуативной иерархии управления электроэнергетическое объединение (ЭО) достаточно полно описывалось чисто техни- ческими величинами – параметрами состояния, параметрами нормальных или переходных режимов. Рыночные принципы хозяйствования вносят в характеристику объекта управления новые независимые и зависимые переменные, отражающие экономическую сущность единого процесса производства, преобразования, распределения и потребления электроэнергии. Таким образом, можно определить техническую наблюдаемость и техни- ческую управляемость ЕЭС, а также ее коммерче- скую наблюдаемость и коммерческую управляемость (Коротков В. А., Осика Л. К. “Информационные технологии и средства диспетчерского управления в условиях функционирования ФОРЭМ”. Доклад на конференции “Инновации в энергетиче- ских технологиях”, посвященной 50-летию ИПКгосслужбы. М.: ИПКгосслужбы, 2002).

Ïîä коммерческой наблюдаемостью следует понимать свойство ЭО обеспечивать органы диспетчерского управления и органы администрирования торговой системой коммерческой информацией, позволяющей полностью контролировать движение товарной продукции и предоставление оплачиваемых системных услуг в соответствии с

2

2003, ¹ 3

правилами работы рынка. В современных условиях функционирования ФОРЭМ это означает нали- чие коммерческих измерений часовых приращений электроэнергии по всем элементам сети на границах балансовой принадлежности субъектов рынка и измерений часовых приращений электроэнергии (среднечасовых мощностей) генерирующих источников поставщиков. Коммерческая наблюдаемость ЭО обеспечивается автоматизированными системами коммерческого учета электроэнергии (АСКУЭ).

Коммерческая управляемость – это свойство ЭО, позволяющее оператору влиять на финансовые результаты работы субъектов рынка. Коммер- ческая управляемость связана с процедурами планирования режимов и управления ими.

Коммерческая наблюдаемость и коммерческая управляемость определяются, главным образом, схемами размещения и техническими характеристиками измерительных комплексов средств учета

èизмерительных комплексов телеизмерений мощности (ТИМ) субъектов оптового рынка, а также набором выбранных для наблюдения параметров.

Требования к схемам размещения средств коммерческого учета электроэнергии, регламентируемые различными документами [3, 4], заключаются в следующем:

1.Измерительные комплексы должны, как правило, устанавливаться на границах балансовой принадлежности, учитывать взаимные интересы субъектов рынка и согласовываться АТС и СО.

2.В целях точного определения потерь и взаимного резервирования измерительные комплексы должны быть установлены на обоих концах линий обмена электроэнергией.

3.При размещении комплексов средств учета не на границе балансовой принадлежности сетей субъектов ФОРЭМ потери электроэнергии (мощности) от места установки комплекса до границы балансовой принадлежности относятся на счет субъекта, на балансе которого находится данный участок сети.

Однако применение указанных принципов при проектировании и эксплуатации автоматизированных систем учета в каждом конкретном случае может допускать неоднозначные технические решения, влияющие на качество информации о движении товарной продукции, что связано с разнообразием схем сетей на границах балансовой принадлежности смежных субъектов рынка, существующей расстановкой трансформаторов тока (ТТ)

èнапряжения и наличием необходимых каналов связи.

Для строгого описания ЭО в условиях рыноч- ных принципов хозяйствования с точки зрения размещения измерительных комплексов средств учета целесообразно ввести несколько новых терминов, связывающих ее коммерческую наблюдаемость с топологией электрических сетей.

Точка поставки – это физическая точка на элементе сети, в которой происходит коммерческий расчет за купленную (поставленную) электроэнергию (мощность) и которая зафиксирована в системе действующих договоров. Точка поставки, как правило, совпадает с точкой раздела (границей) балансовой принадлежности сетей субъектов рынка, но может приниматься и иной по согласованию заинтересованных сторон. Например, два смежных АО-энерго могут договориться не учитывать потери до границы балансовой принадлежности, находящейся на связывающей их линии электропередачи, и перенести точку поставки на одну из ближайших подстанций, где установлен прибор коммерческого учета.

Сечение поставки представляет собой совокупность всех элементов сети, на которых расположены точки поставки для субъекта рынка (аналогично понятию “сечения” из теории графов).

Зона поставки – множество точек поставки в сечении поставки. Как и точки поставки, обычно совпадает с границей балансовой принадлежности субъекта рынка.

Точка учета – это физическая точка на элементе сети, в которой измеряется электрическая энергия (или ее часть), проходящая по данному элементу. Точка учета совпадает с точкой подключе- ния ТТ. На одном конце элемента сети могут быть одна, две и более точек учета в зависимости от схемы присоединения воздушной (кабельной) линии или трансформатора (автотрансформатора) к распределительному устройству.

Сечение учета – совокупность всех элементов сети, на которых находятся точки учета, обеспечи- вающие полную коммерческую наблюдаемость субъекта рынка.

Зона учета – множество точек учета, в которых производится измерение всего объема поставки (покупки) электроэнергии субъектом рынка. При существующем состоянии коммерческого учета сечение поставки каждого субъекта рынка может контролироваться одной или двумя зонами учета. В соответствующие им сечения учета могут входить одни и те же или разные элементы сети.

Будем подразумевать под “прямым учетом” процесс измерения электроэнергии, при котором точка учета располагается непосредственно на элементе сети, входящем в сечение поставки. Если точка учета находится на элементе сети, не входящем в сечение поставки, но участвует в его контроле, то определим учет как “косвенный”.

Приведенные здесь понятия позволяют однозначно описать любую схему размещения коммер- ческих измерительных комплексов и охарактеризовать ее с точки зрения действующих правил работы рынка.

В частности, в этих терминах упомянутые требования нормативных документов будут выглядеть следующим образом: сечения поставки и уче-

2003, ¹ 3

3

та для суб ектов рынка должны совпадать, а на каждую зону поставки необходимо предусматривать две зоны учета по обе стороны зоны поставки. Коммерческий переток электроэнергии в зоне поставки получается расчетным путем при распределении потерь в сечении учета (поставки) пропорционально электрической удаленности зон учета от зоны поставки.

На практике при поэтапной реализации АСКУЭ нередки ситуации, когда сечения поставки и учета могут не совпадать, а субъект рынка может иметь только одну зону учета. Встречаются случаи, когда для части элементов сети в сечении поставки учет выполняется косвенным. Это характерно для транзитов 110 – 220 кВ с подстанциями, выполненными по схеме “мостика”, или при установке счетчи- ков на присоединениях автотрансформаторов для коммерческого учета электроэнергии по отходящим от распределительного устройства линиям электропередачи. С другой стороны, некоторые элементы сети в сечении поставки на разных этапах внедрения АСКУЭ по тем или иным причинам могут не контролироваться автоматизированным учетом (ни прямым, ни косвенным). Если сечение учета проходит по элементам сети 10 – 0,4 кВ к распределительным устройствам, на концах которых не присоединены элементы сети сечения поставки более высоких классов напряжений, то оперативная автоматизированная передача данных по этим элементам экономически нецелесообразна. Здесь требуется установка счетчиков с хранением профиля нагрузки и периодическим (до одного раза в месяц) съемом с них информации при помощи переносного персонального компьютера. Эту информацию необходимо вносить в единую базу данных АСКУЭ.

С точки зрения минимизации погрешностей коммерческого учета [5, 6] и оптимизации формирования базы данных (например, при переходе присоединения на обходной выключатель для схем первичных соединений с обходной системой шин) наилучшим вариантом во всех случаях является подключение токовых цепей счетчиков к ТТ, вынесенным “в линию” (установленным до разветвления элемента сети в распределительном устройстве).

Вынос точки учета в линию – мероприятие высокозатратное и не актуальное при использовании ТТ для других целей (релейная защита, автоматика). Поэтому указанное мероприятие в интересах коммерческого учета обычно проводится только на транзитах с отпаечными подстанциями или подстанциями, выполненными по схеме мостика, где таким образом вместо нескольких точек косвенного учета получают одну точку прямого учета или одну точку косвенного учета.

Главным условием реализации коммерческой управляемости ЭО в условиях рынка служит адекватность отображения коммерческих (договорных) параметров режима средствами диспетчер-

ского технологического управления. С практиче- ской точки зрения это означает, что диспетчеру любого уровня иерархии управления СО необходимо принимать решения по выполнению и корректировке диспетчерского графика (ДГ), основываясь на данных оперативных информационноуправляющих комплексов (ОИУК), которые соответствуют текущему выполнению договорных обязательств поставщиками и покупателями на рынке и при этом узаконены действующими нормативными документами и (или) договорами.

Другой важнейшей задачей СО, связанной с коммерческой наблюдаемостью, является анализ стоимости выполнения ДГ субъектами рынка. Согласно действующим правилам работы ФОРЭМ платежи покупателей зависят от величин и инициатив отклонений фактического режима их работы от ДГ (договорных параметров режима). Инициативы (субъекта рынка или СО) определяют не только стоимостные оценки отклонений мощности в контрольные часы суток, но и применение замыкающего тарифа при расчетах за электроэнергию.

Коммерческая наблюдаемость ЭО влияет также на один из основных показателей деятельности СО и субъектов рынка – соблюдение дисциплины при выполнении ДГ на разных уровнях иерархии оперативно-диспетчерского управления. По сложившейся системе оценка работы диспетчера выносится на основании того, насколько точно он выдерживает ДГ по отчетной информации, передающейся на верхние уровни иерархии управления.

Решение названных задач, удовлетворяющее экономическим и техническим целям управления ЭО в условиях рынка, во многом зависит от корректности использования имеющихся в распоряжении СО источников информации.

Главным источником информации для целей оперативно-диспетчерского управления был и остается ОИУК, отображающий с помощью различных технических средств данные телеизмерений параметров режима (мощности, напряжения, частоты) в реальном времени. Начиная с 1999 г., в результате целенаправленной политики РАО “ЕЭС России” субъекты ФОРЭМ приступили к широкому внедрению АСКУЭ. Таким образом, появился еще один источник информации о режиме, так как приращения энергии, фиксируемые приборами учета, по сути являются усредненными мощностями на выбранных интервалах времени (чаще всего 60, 30, 15, 3 мин.). В связи с этим в распоряжении СО и АТС оказались в общем случае три вида данных о движении товарной продукции субъектов рынка: данные ТИМ, данные АСКУЭ и данные визуального съема информации со счетчиков. Последние установлены в качестве одной из форм внутрифирменной отчетности и передаются в виде отчетов по телефону, макетов и другом виде, несмотря на наличие автоматизированного учета.

4

2003, ¹ 3

Очевидно, что отдельные отчетные данные (например, энергия за сутки), взятые из различных источников, будут не совпадать. И хотя это разли- чие может быть невелико, тем не менее оно часто сказывается и на сумме платежей на оптовом рынке, и на оценке работы диспетчера, в том числе при объявлении нарушения диспетчерского графика (НДГ) со стороны вышестоящих органов опера- тивно-диспетчерского управления.

В существующей нормативной документации нет четких указаний о необходимости применения в различных случаях тех или иных источников информации. Так, в “Положении о диспетчерском графике”, утвержденном решением правления РАО “ЕЭС России” 27/VI 2000 г., говорится, что на всех уровнях диспетчерского управления контроль выполнения диспетчерского графика ведется по данным измерительных приборов и оперативноинформационного комплекса (ОИК) АСДУ с сопоставлением, при необходимости, с данными приборов коммерческого учета – АСКУЭ (электро- счетчиков). В распорядительных документах РАО “ЕЭС России” превышение суточного объема покупаемой электроэнергии квалифицируется так же, как нарушение ДГ без уточнения, какой из источников информации следует брать за основу при определении фактического режима.

Все изложенное указывает на наличие проблемы связи отображаемой с помощью различных технических средств информации для текущей оперативной работы диспетчера и информации, попадающей в отчетные формы и использующейся в качестве коммерческой или в качестве оценки работы диспетчера по ведению режимов. Назовем ее проблемой информационной неопределенности управления (ИНУ). Следует различать ИНУ при оценке качества управления (оценочная ИНУ) и ИНУ, связанную с отличием коммерческой информации от контролируемой в процессе управления (коммерческая ИНУ). Если заключение о работе диспетчера делается по системе коммерческого учета, предусмотренной действующими договорами, оценочная и коммерческая ИНУ совпадают. Здесь мы не касаемся вопросов влияния на выполнение ДГ своевременности и правильности отдачи диспетчером распоряжений и оперативности их исполнения, т.е. человеческого фактора, а также объективных технических возможностей реализации управляющих воздействий.

Когда информация ОИУК и коммерческих средств учета формируется в разных измерительных каналах, диспетчер, с точки зрения адекватности этой информации, принципиально не имеет возможности с абсолютной точностью влиять на результаты обмена товарной продукцией между субъектами рынка. Степень этого влияния проявляется в разнице между интегральной величиной мгновенных значений сальдо-перетоков мощности, полученных по телеизмерениям за отчетный

период (час, сутки, месяц) и соответствующих приращений энергии по данным коммерческих средств учета за этот же промежуток времени. Как показали исследования ОДУ Северо-Запада, приращения электроэнергии, взятые из АСКУЭ и вы- численные по телеизмерениям мощности для отдельных элементов сети за часовые и суточные интервалы времени, могут отличаться друг от друга на величину до 2,5%. Во всех случаях датчики ТИМ и комплексы средств учета присоединялись к одним и тем же первичным измерительным преобразователям. Естественно, что при различии схем расстановки этих устройств величина коммерческой ИНУ может быть значительно больше.

Очевидно также, что диспетчер может нести ответственность только за решения, принимаемые им на основании данных, по которым контролируется режим, т.е. данных ОИУК (ТИМ). Следовательно, оценка его действий (вплоть до объявления НДГ) по отчетной информации измерительных комплексов средств учета некорректна из-за появления ИНУ, даже если эти комплексы используют те же первичные измерительные преобразователи, что и датчики мощности для телеизмерений. В последнем случае величина оценочной ИНУ будет определяться стохастической функцией погрешностей измерительных каналов ТИМ и коммерче- ского учета, а также (в случае визуального съема данных со счетчиков) погрешностью считывания данных. Если схемы расстановки датчиков ТИМ и комплексов средств учета не совпадают, то в оценочную ИНУ войдет составляющая, зависящая от разности измеряемых параметров по элементам сети, контролируемым этими комплексами.

В связи со сказанным правомерна постановка следующих вопросов. Если диспетчер субъекта ФОРЭМ не может по объективным причинам строго отследить договорные параметры режима, должен ли этот субъект платить штрафы за превышение фактических параметров режима, определенных по данным АСКУЭ или ОИУК, относительно договорных параметров независимо от вели- чины этого превышения? Или санкции следует вводить только при разности фактических и договорных параметров, больших некоторой нормируемой или расчетной точности ведения режима в реальном времени? Ведь кроме коммерческой ИНУ существует и техническая неопределенность управления, связанная с возможностями реализации управляющих воздействий. Ответ на эти вопросы необходимо дать при разработке технологи- ческих правил работы оптового рынка.

Коммерческая ИНУ может быть уменьшена путем приближения схемы расстановки ТИМ к схеме расстановки коммерческих средств учета, а также повышением точности ТИМ.

Теоретически эта ИНУ полностью устраняется в преобразователях, по принципу своего действия

2003, ¹ 3

5

превращающих входные сигналы тока и напряжения в мгновенные значения активной мощности, которые, с одной стороны, передаются в ОИУК, а с другой стороны, интегрируются, образуя вели- чину приращения активной мощности как в обыч- ном счетчике. Такие измерения мощности и энергии назовем эквивалентными. Приборы, реализующие эквивалентные измерения, в частности, выпускаются фирмой “Электромеханика” (г. Воронеж). Это измерительные цифровые преобразователи (ИПЦ) серии 6806, зарегистрированные в государственном реестре средств измерений и имеющие класс точности 0,5 по каналам измерений активной мощности и энергии. Опыт внедрения ИПЦ 6806, полученный Инженерным центром “Энергосервис” (г. Архангельск), показал их пригодность для решения широкого круга задач автоматизации энергетических объектов.

Другой важной проблемой информатизации оперативно-диспетчерского управления, вызванной появлением АСКУЭ, стало расширение области применения данных автоматизированного уче- та за пределы обеспечения коммерческой наблюдаемости субъектов оптового рынка.

При создании автоматизированных систем уче- та (в том числе АСКУЭ ФОРЭМ) субъекты оптового рынка начали проявлять интерес к этим системам как к средству оперативного контроля текущего режима. Как указывалось ранее, появились попытки анализа выполнения ДГ с помощью данных автоматизированного учета. В технические условия, предъявляемые к АСКУЭ на стадии разработки, стали вноситься положения о необходимости непрерывной передачи на пункты управления АО-энерго и ОДУ приращений электроэнергии за все более короткие промежутки времени – 3 мин и менее. Широко рекламируются программные средства обработки данных автоматизированного учета, предназначенные, по словам их разработчиков, для оперативного управления электрическими режимами. Известны случаи требований установки измерительных комплексов коммерческого учета на элементах сети, не имеющих никакого отношения к поставкам товарной продукции. Таким образом, наметилась тенденция превращения АСКУЭ в подсистему ОИУК для решения широкого круга диспетчерских задач реального времени.

Подобный методологически неверный, обусловленный смешением технологических и коммерческих понятий, взгляд на проблему информатизации диспетчерского управления стал возможен по нескольким причинам.

Во-первых, исторически АСКУЭ появилась вначале на потребительском рынке, где измерение мощности отдельных потребителей могло быть осуществлено в подавляющем большинстве слу- чаев только средствами автоматизированного уче- та электроэнергии, так как организация у них

ТИМ не предусматривалась нормативными документами и не могла быть обоснована с экономиче- ских позиций. Дополнительная функция фиксации системами коммерческого учета среднеинтервальной мощности для решения “оперативных” (с точ- ки зрения энергосбытовой деятельности) задач контроля потребительского рынка стала автомати- чески переноситься некоторыми разработчиками также и на ФОРЭМ, тем более что создание измерительных комплексов средств учета для обоих рынков зачастую велось одними и теми же организациями.

Во-вторых, в результате изменений собственности при приватизации энергетики в начале 90-х годов границы балансовой принадлежности субъектов рынка стали оснащаться целенаправленно, в первую очередь, средствами АСКУЭ при отставании ввода необходимых комплексов ТИМ. Это привело к тому, что во многих случаях единственными средствами измерения мощности, отвечающими требованию правильности схемы их расстановки для организации контроля режима, оказались автоматизированные комплексы средств коммерческого учета.

В-третьих, до сих пор отсутствует сама концепция информатизации диспетчерского управления. Нет четких нормативных требований: что, где, с какой точностью необходимо мерить; какими техническими средствами, с какой степенью оперативности следует отображать измерения, чтобы диспетчерский персонал разного уровня иерархии управления мог выполнять свои функции. В действующих ПТЭ (здесь и далее – с изменениями и дополнениями от 2000 г.) лишь определено, что вычислительные ресурсы ОИУК должны обеспечивать цикл обработки телеинформации 5 – 10 с, время обновления телеинформации на дисплеях рабочих мест диспетчеров не более 10 с, время вывода телеинформации на диспетчерский щит не более 10 с. По поводу необходимого объема информации там же сказано, что оптимальный объем телеинформации должен обеспечивать наблюдаемость расчетной схемы модели реального времени контролируемой электрической сети.

Несмотря на то, что вопросы информатизации диспетчерского управления в условиях развития рыночных отношений требуют глубокой проработки и широкой дискуссии, уже сейчас можно сформулировать некоторые соображения, основываясь на имеющемся опыте эксплуатации ОИУК и АСКУЭ.

Прежде всего, остановимся на понятии “реального времени” применительно к оперативной работе диспетчеров АО-энерго, ОДУ, ЦДУ ЕЭС России. Представляется логичным принять его равным вероятному диапазону реакции диспетчера (0,5 – 1 с). К этим значениям должно стремиться время обновления информации на средствах ее отображения (щит, дисплей). В разрабатываемых

6

2003, ¹ 3

èэксплуатируемых системах циклы сбора, обработки и отображения телеизмерений следует устанавливать минимально возможными, но не более требуемых ПТЭ значений, с целью предоставления диспетчеру практического инструмента для влияния на параметры нормальных и переходных электроэнергетических режимов.

Отсюда ясно, что даже самые малые интервалы приращения энергии в АСКУЭ (1 – 3 мин) не могут обеспечить надлежащий оперативный контроль режимов по межсистемным и системообразующим связям. Повышение качества диспетчерского управления в условиях функционирования оптового рынка тесно связано с развитием ОИУК на основе современных технических средств сбора, обработки, передачи и отображения информации. Адекватность отображаемой информации договорным или иным контролируемым в процессе управления параметрам режима определяется схемой расстановки датчиков ТИМ и точностью измерения параметров (в данном случае речь идет об активной мощности). В случае управления по договорным параметрам измерительные комплексы ТИМ должны устанавливаться на границах балансовой принадлежности субъекта рынка в тех же точках, что и измерительные комплексы средств учета, т.е. в зоне учета. Точность измерения мощности может быть достигнута применением цифровых преобразователей и цифровых средств передачи данных.

Измерительные комплексы средств учета на ФОРЭМ должны служить прежде всего проведению финансовых операций на оптовом рынке. Требования к АСКУЭ ФОРЭМ необходимо формулировать исходя из регламентированных соответствующими органами правил работы рынка, сроков и схемы прохождения платежных документов, мероприятий по сохранению коммерческой тайны. Субъект рынка не должен нести дополнительные расходы по превращению АСКУЭ в средство фиксации среднеинтервальной мощности, не связанной напрямую с измерением товарной продукции.

Данные АСКУЭ помимо целей коммерческого учета могут применяться для неоперативного отслеживания графиков электрической нагрузки покупателей с целью выявления нарушения договорных обязательств, определения эффективности введенных коммерческих и технологических ограничений при аварии или угрозе возникновения аварии, т.е. для управления процессами, не требующими немедленного вмешательства. В ряде ОДУ

èАО-энерго информация АСКУЭ используется для взаимной достоверизации интегральных показаний ТИМ и автоматизированного учета. Поэтому представляется необходимым изменить пп. 6.12.1, 6.12.2 ПТЭ, где, с одной стороны, говорится о том, что в целях обеспечения эффективности оперативно-технологического управления в ОЭС

èАО-энерго должны максимально использоваться АСКУЭ, а с другой стороны, к АСКУЭ предъявляется требование получения данных о средних 30минутных (коммерческих) значениях электриче- ской мощности.

Следует отметить перспективность еще недостаточно изученных возможностей автоматического регулирования договорных величин мощности

èэнергии субъектов ФОРЭМ, аналогом которого является известная автоматика регулирования перетоков мощности (АРПМ). Автоматическая реализация договорных параметров режима позволит увеличить точность планирования и отслеживания товарных потоков в процессе диспетчерского управления и в некоторых случаях повысить допустимую загрузку контролируемых сечений. Регулируемой переменной в автоматике должен быть сальдо-переток мощности, полученный с помощью ТИМ, а задающей величиной – ДГ. Управляющие воздействия реализуются на маневренных электрогенерирующих источниках, а также с помощью потребителей-регуляторов. С целью исключения влияния коммерческой ИНУ регулируемую переменную следует получать от устройств, осуществляющих эквивалентные измерения мощности и электроэнергии (например, ИПЦ 6806).

Выводы

1.Сложность задач управления режимами ЕЭС

âреальном времени, развитие информационных технологий и технических средств цифровой обработки и передачи данных, внедрение АСКУЭ приводят к необходимости создания всеобъемлющей концепции информатизации деятельности органов диспетчерского управления и, в частности, концепции информатизации работы оперативнодиспетчерского персонала на всех уровнях иерархии управления.

2.При выполнении органами диспетчерского управления своих задач в условиях функционирования оптового рынка одним из основных требований к информационной инфраструктуре объекта управления (субъекта рынка) является адекватность отображения договорных параметров электрических режимов средствами ОИУК и АСКУЭ. Необходимым условием этого служит совпадение схемы расстановки датчиков ТИМ и зоны коммер- ческого учета, которая, в свою очередь, должна быть в наибольшей степени электрически приближена к зоне поставки.

3.Главной функцией АСКУЭ является получе- ние коммерческой информации в соответствии с правилами работы рынка. По своим характеристикам она не может служить средством оперативного контроля электрических режимов ЕЭС. Недопустимы любые попытки предъявления к средствам автоматизированного учета субъектов ФОРЭМ

2003, ¹ 3

7