- девятый общий принцип автоматизированного энергоучета ограничивает область деятельности АСКУЭ, отделяя ее от систем сходного, но все же другого назначения: "АСКУЭ не может и не должно решать задачи автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП) и телемеханических систем диспетчерского управления (ТСДУ)". АСКУЭ и другие системы, хотя и являются в целом системами реального времени, но существенно различаются, помимо целей и решаемых задач, дискретностью этого времени и интервалами контроля (в АСКУЭ интервал контроля, как правило, не менее 3 минут). Вместе с тем АСКУЭ могут давать дополнительную информацию по некоторым телеизмерениям, связанным с контролем качества электроэнергии, и интегральным телеизмерениям, связанным с измерением количества энергии, и в указанные системы АСУ ТП и ТСДУ. С этой целью следует применять электронные счетчики с возможностями измерения некоторых параметров качества электроэнергии (пофазных значений токов и напряжений, частоты, коэффициента мощности и т.д.). В любом случае использование указанных дополнительных возможностей АСКУЭ определяется прежде всего пропускной способностью каналов связи.
- десятый общий принцип автоматизированного энергоучета определяет требования к каналам связи между основным и верхним уровнями АСКУЭ: "тип и пропускная способность канала связи должны соответствовать задачам, решаемым на верхнем уровне АСКУЭ субъекта". Рекомендуется для каналов связи АСКУЭ обеспечивать скорость передачи в диапазоне 1200-9600 бит/с или выше. В качестве каналов связи в АСКУЭ могут быть использованы каналы высокочастотной связи по линиям электропередачи, физические линии, выделенные или коммутируемые телефонные каналы, радиоканалы, оптоволоконные каналы, каналы сотовой, спутниковой и других видов связи. Каналы связи АСКУЭ могут как создаваться специально под АСКУЭ, так и быть выделены под требования АСКУЭ из каналов связи, предназначенных для работы и с другими техническими системами субъектов .
АСКУЭ в РЭС должна функционировать для [1]:
- автоматизации расчетного и технического учета поступившей в РЭС, переданной по электрическим сетям и отпущенной электроэнергии потребителям;
- контроля балансов электроэнергии и мощности по РЭС, подстанциям и отходящим линиям;
- контроля и управления режимами электропотребления и управления нагрузкой потребителей на базе достоверной, метрологически обеспеченной информации расчетного и технического учета.
В основу АСКУЭ должны быть положены следующие принципы:
- исходной информацией для системы должны служить данные, получаемые от приборов учета электрической энергии;
- система должна создаваться:
2) как техническая в рамках АСДУ;
3) как коммерческая, использующаяся программно-технические средства АСКУЭ;
- сбор, первичная обработка. хранение н выдача в систему информации об электроэнергии н мошности должна оосуществляться с использованием метрологически аттестованных н защищенных от несанкционированного доступа специализированных информационно-измерительных систем или устройств сбора и передачи данных, внесенных в Госреестр РБ «Технические средства коммерческого электроучета, разрешенные к применению на территории республики»;
- информация об электроэнергии и мощности, образующаяся на обьектах и циркулирующая в АСКУЭ, должна быть привязана к астрономическому времени ее образования.
АСКУЭ РЭС должна выполнять следующие функции и задачи:
- учет и контроль перетоков электроэнергии и мощности на границах РЭС, а также баланса электроэнергии и мощности по РЭС;
- учет и контроль балансов электроэнергии и мощности по ПС, ТП РЭС;
- учет и контроль балансов электроэнергии по распределительным линиям 6-10 кВ;
- статистический учет и отчетность по показателям распределения и потребления электроэнергии, формирование архива данных по электроэнергии и мощности по ПС РЭС. а также формирование данных для суточной диспетчерской ведомости;
- формирование данных по электропотреблению для передачи на участок Энергонадзора.
В случае передачи функций сбыта в РЭС, АСКУЭ РЭС должна также выполнять дополнительные функции:
- статический учет, контроль и анализ соблюдения договоров электропотребления;
- планирование и учет установки, поверки, ремонтов и замены электросчетчиков и информациооно-измерительных систем;
- управление электропотреблением (с помощью средств телеуправления и команд оперативного персонала) и контроль за соблюдением заданных режимов электропотребления и вводимых ограничений для потребителей региона.
Согласно действующей инструкции [4] расчетные счетчики активной электроэнергии на подстанции энергосистемы должны устанавливаться:
к) для каждой отходящей линии электропередачи, принадлежащей потребителям – один счетчик учитывающий отпущенную электроэнергию;
л) для межсистемной линии электропередачи – по два индукционных счетчика со стопорами (или по одному электронному счетчику, измеряющему прямой и обратный потоки энергии), учитывающих полученную и отпущенную электроэнергию с обоих концов линий.
Расчетными являются счетчики, учитывающие отпущенную электроэнергию. Счетчики, учитывающие полученную электроэнергию, являются контрольными.
Если на границе раздела электрической сети установлены электронные счетчики с измерением прямого и обратного потока энергии, то оба счетчика являются расчетными. При этом расчеты за электроэнергию между энергосистемами осуществляются по показаниям элементов счетчиков, учитывающих отпущенную электроэнергию с учетом границы раздела.
Потери электроэнергии в межсистемной линии должны относиться к той энергосистеме, которой принадлежит данная линия. Если граница раздела находится на трассе линии и отдельные ее участки соответственно принадлежат двум и более энергосистемам, то потери электроэнергии в линии распределяются между энергосистемами пропорционально протяженности этих участков;
м) для трансформаторов СН;
н) для линий хозяйственных нужд или посторонних потребителей, присоединенных к шинам СН;
о) для каждого обходного выключателя или шиносоединительного (секционного) выключателя, используемого в качестве обходного для присоединений, имеющих расчетный учет – два счетчика со стопорами при наличии заменяемой межсистемной линии, один счетчик при наличии линий потребителя.
п) для линий напряжением до 10 кВ включительно во всех случаях должны быть выполнены цепи учета, а также предусмотрены места для установки счетчиков.
Расчетные счетчики допускается устанавливать не на питающем, а на приемном конце линии, у потребителя в случаях, когда трансформаторы тока на подстанциях, выбранные по условиям тока КЗ или по характеристикам дифференциальной защиты шин, не обеспечивают требуемой точности учета электроэнергии.
Согласно инструкции [4] счетчики реактивной мощности должны устанавливаться:
- для тех же элементов схемы, на которых установлены счетчики активной электроэнергии для потребителей, рассчитывающихся за электроэнергию с учетом разрешенной к использованию реактивной мощности.
- для присоединений источников реактивной мощности энергосистем – синхронных компенсаторов, генераторов, работающих в режиме синхронного компенсатора, и батарей статических конденсаторов мощностью более 2 Мвар.
Для организации технического учета электроэнергии на подстанциях энергосистем напряжением 35 кВ и выше счетчики активной электроэнергии следует устанавливать для сторон среднего и низшего напряжений силовых трансформаторов; для каждой отходящей линии электропередачи напряжением 6 кВ и выше, находящейся на балансе энергосистемы.
Счетчики реактивной электроэнергии для технического учета следует устанавливать для сторон среднего и низшего напряжения силовых трансформаторов подстанций энергосистем 35 кВ и выше.
Для трансформаторов с расщепленной обмоткой низшего напряжения (НН), а также для трансформаторов, присоединенных к сборным шинам 6-10 кВ через сдвоенный реактор, счетчики устанавливаются в каждой цепи НН.
5 Требования к техническим средствам и программному обеспечению АСДУ и АСКУЭ РЭС
Комплекс технических средств (КТС) АСДУ РЭС содержит [1]:
- средства вычислительной техники,
- устройства сопряжения с объектами распределительных сетей,
- средства коллективного отображения информации;
- средства телемеханики;
- средства связи каналы и передачи данных;
- печатающую, множительную технику и т.д.
Технические средства телемеханики должны базироваться на аппаратуре прошедшей техническое освидетельствование в Республике Беларусь. В качестве источников информации о действующих значениях аналоговых сигналов переменного тока должны использоваться промышленные преобразователи серии Е с унифицированным выходом 4-20; 0-5 мА и временем реакции не более 0,5 с.
Программируемые контроллеры управляющие (регулирующие) должны обеспечивать следующие функции:
- прием и первичную обработку информации от датчиков и преобразователей;
- выполнение управляющих программ и выдачу команд на исполнительные механизмы (привод РПН, ДГК и др.);
- прием, дешифрацию и выполнение команд дистанционного управления (блокировки), формируемых на верхнем уровне;
- информационное взаимодействие с составными частями системы.
Для обеспечения гибкости и возможности выбора оптимальной конфигурации системы для решения задач ввода-вывода информации, контроллеры должны принимать следующую информацию:
- аналоговую (0-5 мА, 4-20 мА, 0-10 В, - 10/+10 В, 100В, 0-1, 0-5 А);
- дискретную (типа “сухой контакт” с характеристиками: “замкнуто” - менее 50 Ом, разомкнуто - более 10 кОм);