reforef.ru 1
Тема Информационные системы в электроэнергетике


Характеристика темы лекции.

Актуальность для сетевых компаний. На распределительных электросетевых компаниях, занимающихся транспортировкой электроэнергии, лежит огромная ответственность за обеспечение потребителей энергией. Одна из ключевых задач транспортной компании — максимально полно учитывать и контролировать все расходы электроэнергии.

Автоматизированная система учета позволяет экономить время при вводе данных, упрощает мониторинг подключений к сети и всех видов расходов энергии, делает более удобной аналитику. Все это работает на снижение процента потерь, а значит — и на увеличение экономической эффективности сетевой компании.

Автоматизированные системы в электроэнергетике позволяют вести учет транспортировки электроэнергии, учитывая все виды расходов. С их помощью значительно проще определять проблемные места в самих электросетях, рассчитывать потери при транспортировке, выявлять неоплачиваемые подключения к линии электропередачи.

Актуальность для энергосбытовых компаний.

Оптовый рынок электроэнергии играет ключевую роль в создании новых рыночных условий для производителей и потребителей электроэнергии. С 01.01.2011 г. уровень либерализации составляет 100%, таким образом, цена на электроэнергию должна полностью складываться на основе конкурентных рыночных цен. В данных условиях особую актуальность приобретает задача достоверного прогнозирования электропотребления. Прогнозирование электрических нагрузок в настоящее время является одной из основных областей исследования в электроэнергетике. Стимулом к решению данной проблемы является не только материальная сторона, но и эффективное энергопользование. Ведь именно на прогнозные значения потребителей ориентируются генерирующие компании.

Необходимость оперативного «на час вперед» прогнозирования потребления электроэнергии обусловлена механизмом функционирования оптового рынка электроэнергии. Отклонения фактического потребления от заявленных значений больше определенного процента приводит к покупке электроэнергии с балансирующего рынка по большей цене. Отклонение в меньшую сторону тоже карается оплатой недопоставленной электроэнергии, определяемой разницей между заявленным и фактическим потреблением по установленным расценкам. Таким образом, высокая точность оперативного прогнозирования позволяет снизить финансовые потери субъекта оптового рынка.


Анализ показателей общих потерь электроэнергии в РСО-Алания.

Потери электроэнергии в электрических сетях - важнейший показатель экономичности их работы, наглядный индикатор состояния системы учета электроэнергии, эффективности энергосбытовой деятельности энергоснабжающих организаций.

Абсолютные потери электроэнергии – разность электроэнергии, отпущенной в электрическую сеть и полезно отпущенной потребителям.

Технические потери электроэнергии – потери, обусловленные физическими процессами передачи, распределения и трансформации электроэнергии, определяются расчетным путем. Технические потери делятся на условно-постоянные и переменные (зависящие от нагрузки).

Коммерческие (нетехнические) потери электроэнергии – потери, определяемые как разность абсолютных и технических потерь.

Фидер — в электроэнергетике распределительная линия электропередачи, а также линия, соединяющие контактную сеть с тяговой подстанцией.
По оценкам зарубежных экспертов максимально допустимые общие потери электроэнергии в электрических сетях не должны превышать 9–10 % (в том числе нетехническая составляющая, включающая и потери от задержки оплаты, которая в передовых энергокомпаниях составляет не более 1,5–2%). Наблюдающийся в последние годы рост потерь до 25–40% можно объяснить лишь одной причиной – ростом доли коммерческой составляющей (нетехнических потерь). По данным АО «Фирма ОРГРЭС» эта доля от суммарных потерь электроэнергии в среднем по энергосистеме достигает 50 % и имеет явную тенденцию к росту. Следовательно, контроль потребляемой электроэнергии населением и повышение достоверности систем коммерческого учёта в регионе – одна из важнейших функций электросетевых компаний.

Рассмотрим данные о потерях электроэнергии в сетях РСО–Алания за период 2007–2009 гг., которые представлены в таблицах 1.1, 1.2, 1.3.








Далее рассмотрим диаграмму потерь электроэнергии в РСОАлания за период с 20072009 гг.

Одним из видов коммерческих потерь электроэнергии являются неплатежи и безучётное потребление электроэнергии. Практика энергоснабжающих организаций показывает, что масштабы этого явления увеличиваются.

В республиках Северо-Кавказского федерального округа проблема неплатежей стоит особенно остро.

По данным АИС "Рынки электроэнергии и мощности", долги регионов СКФО на розничном рынке на 1 января 2012 г составляли 11,9 млрд руб., это лишь 14,5% от общероссийских неплатежей. Но на оптовом рынке задолженность на 1 февраля достигала 18,5 млрд руб., а это уже примерно 57% от всех долгов в ценовых зонах оптового рынка электроэнергии и мощности.


  1. Автоматизированные системы коммерческого учета электроэнергии (АСКУЭ)

АСКУЭ (или АИИС КУЭ) - Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учёта электроэнергии — совокупность аппаратных и программных средств, обеспечивающих дистанционный сбор, хранение и обработку данных об энергетических потоках в электросетях.

АИИС КУЭ необходима для автоматизации торговли электроэнергией. Также АИИС КУЭ выполняет технические функции контроля за режимами работы электрооборудования.

Среди разработчиков АИИС КУЭ принято условное деление системы на нижний и верхний уровень. К нижнему уровню относится оборудование и микропрограммы, работающие непосредственно на объекте учёта. К верхнему уровню относится остальная часть системы, расположенная, как правило, в центре обработки данных и офисах контролирующей организации.


Информационно-измерительный комплекс – нижний уровень АСКУЭ

Информационно-измерительный комплекс (ИИК) — часть системы от проводника электроэнергии до электросчётчика.

В состав информационно-измерительного комплекса входят Трансформаторы тока, трансформатор напряжения и электропроводка, соединяющая трансформаторы со счётчиком

АИИС КУЭ, как правило, содержит несколько информационно-измерительных каналов. Информационно-измерительный комплекс относится к нижнему уровню АСКУЭ. Коммуникационной средой между счетчиком и УСПД (Устройство сбора и передачи данных) может являться интерфейс RS-485 , интерфейс RS-232, CAN интерфейс , GSM, радиоэфир, PLC - сеть 0,4кВ. Организация канала связи в коммуникационной среде осуществляется программными и аппаратными методами.

К ИВК относятся:

-устройства сбора и передачи данных (УСПД)

-каналы связи между электросчётчиками и УСПД

-серверы верхнего уровня

-коммуникационная среда и каналы связи между УСПД и серверами верхнего уровня (переход с нижнего уровня на верхний)

-система обеспечения единого времени (СОЕВ)

-автоматизированные рабочие места (АРМ) диспетчеров

-автоматизированные рабочие места администраторов системы

-каналы связи верхнего уровня, в том числе между серверами и АРМ смежных -пользователей информации

-программное обеспечение верхнего уровня

Коммуникационной средой между УСПД и серверами верхнего уровня может являться структурированная кабельная сеть, телефонная сеть с коммутируемыми каналами, Ethernet, GSM, волоконно-оптическая связь, радиосвязь, или Интернет. Организация канала связи в коммуникационной среде осуществляется программными или аппаратными методами.

Под смежными пользователями информации о количестве потреблённой электроэнергии подразумеваются физические или юридические лица, имеющие право доступа к этой информации (например, потребитель и энергосбыт, сетевая и генерирующая организация и т. п.).


Функции системы

-Автоматический сбор данных коммерческого учета потребления (отпуска) электроэнергии по каждой точке (группе) учета на заданных коммерческих интервалах (согласно ОАО Администратор Торговой Системы - 30 мин.).

-Хранение параметров учета в базе данных.

-Обеспечение многотарифного учета потребления (отпуска) электроэнергии.

-Обеспечение контроля за соблюдением лимитов энергопотребления.

-Контроль параметров электроэнергии (токов, напряжений, cos f, частоты) на заданном интервале опроса (технически).

-Вывод расчетных параметров на терминал и/или на устройство печати по требованию оператора.

-Ведение единого системного времени с возможностью его корректировки.

-Сведение баланса электроэнергии по расчетной группе (секция, система шин и т.д) на этапе наладки системы и в процессе ее эксплуатации.
Области применения

На предприятиях-потребителях

Крупным потребителям электроэнергии (фабрикам, заводам, портам и т. п.) АИИС КУЭ даёт следующие преимущества:

-отсутствие необходимости в ручном снятии показаний множества электросчётчиков

-облегчение ведения многотарифного учёта электроэнергии

-облегчение прогнозирования затрат на электроэнергию

-контроль качества электроэнергии (не сертифицирован)

-запись в журнале событий УСПД событий по отключению-включению фидеров, перекосам по токам и напряжению (данную информацию собирает счетчик электроэнергии и передает УСПД)

-возможность автоматической передачи данных о количестве потреблённой электроэнергии в энергосбытовую организацию

-возможность выхода на оптовый рынок электроэнергии и мощности
В сетевых организациях

Сетевые организации с помощью АИИС КУЭ ведут учёт потерь энергии в трансформаторах и линиях электропередачи. Анализ данных, предоставляемых АИИС КУЭ, полезен также для определения перегруженных участков электросети и принятия решения об увеличении их пропускной способности.


В генерирующих организациях

Некоторые организации-производители электроэнергии предъявляют повышенные требования к частоте снятия показаний с электросчётчиков. Эти требования обоснованы необходимостью поддерживать оптимальные режимы работы оборудования и не допускать перерасхода энергоносителей. В том случае, когда невозможно ручное снятие показаний с требуемой частотой, единственным решением проблемы становится внедрение АИИС КУЭ.
В энергосбытовых организациях

АИИС КУЭ может быть использована энергосбытом не только для автоматизации выставления потребителям счетов за электроэнергию, но и для предотвращения конфликтов. Так как АИИС КУЭ может предоставлять одни и те же учтённые данные энергосбыту и потребителю одновременно, разногласия можно устранить до их перехода в конфликт.
Общая структура систем АСКУЭ представлена слайде.





  1. Обзор автоматизированной системы учета электроэнергии, эксплуатируемой в Северо-Осетинском филиале ОАО «МРСК Северного Кавказа»

В ОАО «МРСК Северного Кавказа» эксплуатируются три системы АСКУЭ:

1. «АльфаЦентр»;

2. «Пирамида-2000»;

3. КТС «Энергомера».

Альфа ЦЕНТР

Измерительно-вычислительные комплексы (ИВК) АСКУЭ Альфа ЦЕНТР предназначены для измерения и учета электрической энергии и мощности, а также автоматического сбора, обработки и хранения данных со счетчиков электроэнергии и отображения полученной информации в удобном для анализа виде.

Измерительно-вычислительные комплексы (ИВК) Альфа ЦЕНТР используются для коммерческого и технического учета электроэнергии на электростанциях, подстанциях, промышленных предприятиях и организациях, поставляющих и потребляющих электрическую энергию.

(Записать )Альфа ЦЕНТР служит для создания систем АСКУЭ:

  • В энергосистемах (на электростанциях, подстанциях, в распределительных сетях).


  • На промышленных предприятиях.

  • На железных дорогах (на тяговых подстанциях, вокзалах, депо).

  • В жилищно-коммунальном хозяйстве.

  • В произвольных организационных структурах энергопоставщиков и энергопотребителей.

Система в параллельном режиме (одновременно) производит полностью автоматические:

  • Сбор данных с счетчиков и контроллеров через выделенные и коммутируемые каналы связи.

  • Самодиагностику и диагностику компонентов нижнего уровня.

  • Проведение расчетов.

  • Анализ полноты данных и проведение дорасчетов и досбора недостающих данных.


ИВК Альфа ЦЕНТР строятся на базе центров сбора и обработки данных.
Центры сбора и обработки данных могут объединяться в иерархические многоуровневые комплексы.

Альфа ЦЕНТР может поставляться в виде:

  • - однопользовательских, одноуровневых ИВК;

  • - многопользовательских, одноуровневых ИВК;

  • - многопользовательских, многоуровневых ИВК.


На любом из центров сбора и обработки могут быть сформированы расчетные группы счетчиков. Группы имеют период действия и составляются с упреждением (заранее). ПО позволяет формировать расчетные группы из счетчиков, установленных на разных объектах. ПО расчетного сервера производит автоматические расчеты по группам счетчиков с учетом полноты пришедших данных и автоматические дорасчеты [6].

Для обеспечения высокой степени работоспособности комплекс осуществляет встроенный контроль работоспособности и фиксирует все случаи неисправности в собственном журнале событий. Для защиты измерительных данных и параметров комплекса от несанкционированных изменений предусмотрена многуровневая система защиты.

В СО ф ОАО «МРСК Северного Кавказа» в рамках системы выделяются 3 варианта автоматизации объектов.


1. Объекты со счетчиками, объединенными по интерфейсу RS485.

Счетчики, объединенные по интерфейсу на общую шину по RS485. Между счетчиками и центром сбора нет связи. Опрос производится с помощью программы, размещенной на переносном компьютере, которая формирует файл результатов опроса. На сервере сбора данных необходимы программные модули, формирующие файл-задание на опрос и загружающие информацию в основную БД. Синхронизация времени счетчиков происходит в процессе опроса со временем переносного компьютера. Синхронизация времени компьютера производится со временем сервера БД в момент приема файлов заданий на опрос счетчиков. Объекты со счетчиками представлены на рисунке 3:

объект со счетчиками, объединенными по интерфейсу rs485

Узел сбора и обработки данных со счетчиков по прямым линиям на базе ПЭВМ.

Связь с объектом отсутствует. На локальной ПЭВМ происходит сбор данных с заданным периодом. На ней же происходит их обработка. В зависимости от количества пользователей, количества счетчиков и интервалов их профиля, квалификации пользователей, сложности математической обработки и т.д., локальная БД может функционировать либо под MS Access, либо под СУБД ORACLE8.X . Сбор данных в центральную БД происходит периодически. Первичная информация для центральной БД считывается напрямую со счетчиков по варианту 1 (в целях обеспечения полного разделения пользователей по должностным обязанностям и по правам доступа). Синхронизация времени на счетчиках осуществляется либо по часам переносного компьютера, либо по часам локальной ПЭВМ. Процесс обработки данных со счетчика представлен на рисунке 4:

узел сбора и обработки данных со счетчиков по прямым линиям на базе пэвм

3. Центр сбора и обработки данных с ЛВС и АРМ пользователей.


Есть каналы связи с объектами, на которых размещены счетчики.

Основная конфигурация программного комплекса Альфа ЦЕНТР позволяет организовать параллельный сбор данных по 4, 8, 16, 32 каналам связи. При 16, 32 каналах необходимо вынести коммуникационный сервер на отдельную ЭВМ. Каналы связи могут быть выделенными, коммутируемыми, с прямым соединением.

Параметры каждого канала настраиваются индивидуально, в зависимости от типа линии и ее характеристик. В системе может параллельно работать несколько коммуникационных серверов. При этом, описание всей параметризации системы сбора данных, описание всех электрических и расчетных схем объектов, а также все первичные и расчетные данные хранятся только на сервере БД и приложений. На рисунке 5 представлен центр сбора и обработки данных с ЛВС и АРМ пользователей:

центр сбора и обработки данных с лвс и арм пользователей