Г.А.Л._Изб. раб. по АСКУЭ

© Гуртовцев А.Л. Избранные работы по АСКУЭ (1981-2009)	21

Термин «телемеханика» – механика на расстоянии – предложен в 1905 г.

французским ученым Э.Бранли, а первые телемеханические системы были применены в военном деле во время первой мировой войны.

© Гуртовцев А.Л. Избранные работы по АСКУЭ (1981-2009)

22

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,

© Гуртовцев А.Л. Избранные работы по АСКУЭ (1981-2009)

23

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

© Гуртовцев А.Л. Избранные работы по АСКУЭ (1981-2009)

24

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

© Гуртовцев А.Л. Избранные работы по АСКУЭ (1981-2009)

25

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.

< Предыдущая ] [ Следующая >

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

© Гуртовцев А.Л. Избранные работы по АСКУЭ (1981-2009)

26

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

Втрадиционных 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.

Вслучае 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

© Гуртовцев А.Л. Избранные работы по АСКУЭ (1981-2009)

27

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

© Гуртовцев А.Л. Избранные работы по АСКУЭ (1981-2009)

28

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.

© Гуртовцев А.Л. Избранные работы по АСКУЭ (1981-2009)

29

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

© Гуртовцев А.Л. Избранные работы по АСКУЭ (1981-2009)

30

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