АСКУЭ НЭК «Укрэнерго»: опыт эксплуатации и перспективы развития

АСКУЭ НЭК «Укрэнерго»: опыт эксплуатации и перспективы развития

Сегодня в Украине действует мощный высокоразвитый электроэнергетический комплекс с полным технологиче- ским циклом, основой которого является Объединенная энергетическая система (ОЭС) Украины. Важнейшим звеном системы производства и пере- дачи электрической энергии является государственное предприятие «Национальная энергетическая компания «Укрэнерго», которая посредством магистральных элек- трических сетей и подстанций напряжением 220 – 750 кВ объединяет энергогенерирующие и энергоснабжающие компании, взаимодействует по межгосударственным линиям электропередачи с энергосистемами соседних стран, обеспечивая параллельную работу смежных энер- госистем, а также экспорт и импорт электроэнергии. ОЭС Украины работает параллельно с энергосистемами России, Беларуси и Молдавии. Энергоблоки «Бурштынского острова» работают параллельно с Европейской энерго- системой (ENTSO-E) – с Польшей, Словакией, Венгрией и Румынией. В состав «НЭК «Укрэнерго» входят восемь электро- энергетических систем (ЭЭС), три отдельные структурные единицы – «Главный информационно-вычислительный центр», предприятия «Винницаэлектротехнология» и «Южэнергопром», а также отдельное подразделение «Научно-технический центр электроэнергетики». На балансе НЭК «Укрэнерго» находятся 22,93 тыс. км маги- стральных и межгосударственных ЛЭП напряжением 35 – 800 кВ и 133 подстанции (ПС) напряжением 220 – 750 кВ. Установленная мощность автотрансформаторов и сило- вых трансформаторов на ПС НЭК «Укрэнерго» составляет 78198 МВА. В составе системы учета электрической энергии, с по- мощью которой определяется отпуск электроэнергии энер- госнабжающим компаниям, а также ведется учет межгосу- дарственных перетоков электроэнергии, сегодня эксплуа- тируются свыше 7400 трансформаторов тока и 3030 транс- форматоров напряжения 6 – 750 кВ. На 4189 точках учета (ТУ) установлены 5220 приборов учета электроэнергии класса точности 1.0, 0,5S и 0,2S, в том числе: 1574 точки коммерческого учета, на которых установ-• лены 1946 приборов учета; 2615 точек технического учета, на которых установ-• лены 3274 прибора учета. Базовым прибором учета в «НЭК «Укрэнерго» являет- ся счетчик SL7000 производства компании Actaris. Всего установлено 4509 таких приборов (86 % от общего коли- чества). Кроме этого, используются приборы учета ком- паний Landis&Gyr (ZMB и ZMD), ABB Metronic (EvroAlpha), «Элвин» и «Телекарт». Опыт эксплуатации приборов учета компании «Теле- карт» («Энергия-9») в составе АСКУЭ НЭК «Укрэнерго» обнаружил ряд недостатков в части протокола обмена данными (используется нестандартный протокол соб- ственной разработки). Поэтому планируется в дальней- шем не использовать данный тип приборов учета в точках коммерческого учета как расчетные. Сегодня НЭК «Укрэнерго» имеет расчетные точки учета электроэнергии с 53 субъектами Оптового рынка электри- ческой энергии (ОРЭ) Украины и 7 системными оператора- ми смежных государств, в том числе с 40 энергоснабжаю- щими компаниями, включая облэнерго, железные дороги и других поставщиков электроэнергии, а также с 13 энерго- генерирующими компаниями, в т.ч. 8 тепловыми (14 ТЭС и 4 ТЭС); НАЭК «Энергоатом» (4 АЭС); ПАО «Укргидроэнерго» (5 ГЭС и 1 ГАЭС) и 3 СЭС. Этапы создания АСКУЭ НЭК «Укрэнерго» Постановлением НКРЭ Украины от 24.03.2000 г. № 304 на ОРЭ Украины был введен почасовой учет электроэнер- гии в точках ее распределения между участниками ОРЭ Украины. Выполнение этой задачи было поручено НЭК «Укрэнерго», что привело к созданию известного макета «30817». Учитывая, что на тот момент в компании прак- тически отсутствовала АСКУЭ (эксплуатировались АСКУЭ межгосударственных ЛЭП и фрагментарно в Юго-Западной ЭС) для реализации почасового учета были использо- ваны данные оперативно-информационного комплекса (ОИК) и суточные показания расчетных приборов учета электроэнергии, установленных, в основном, на среднем и низшем напряжении автотрансформаторов. Дальнейшим стимулом к развитию АСКУЭ стало Постановление КМ Украины от 16.11.2002 г. № 1789, которым была утвержде- на «Концепция функционирования и развития оптового рынка электрической энергии Украины» (Концепция). Реализация программы создания АСКУЭ началась с раз- работки нормативных документов и технических решений по созданию АСКУЭ для ПС, а именно: разработаны и утверждены на НТС НЭК «Укрэнерго» • «Технические и организационные требования к построе- нию автоматизированных систем учета электроэнергии на объектах НЭК «Укрэнерго» (ТОТ). Первая редакция была утверждена в марте 2000 г., а вторая – сентябре 2005 г.; разработана и утверждена руководством компании • «Программа внедрения систем учета электроэнергии на 2005 – 2008 гг.» (впоследствии программа была расши- рена до 2009 г.); разработаны, приняты на НТС и утверждены в февра-• ле 2007 г. «Основные принципы интеграции АСКУЭ в НЭК «Укрэнерго» (ОПИ); в 2004 г. создан полигон НЭК «Укрэнерго» по отра-• ботке технических решений создания АСКУЭ. В связи со значительной стоимостью и ограниченным объемом финансирования на создание АСКУЭ было при- нято решение о поэтапном выполнении работ, начиная с уровня ПС. После принятия в 2006 г. «Закона о закупках товаров работ и услуг на государственные средства» НЭК «Укрэнерго» была вынуждена проводить тендеры, побе- дителями которых становились различные разработчики АСКУЭ, не связанные друг с другом. Впоследствии это при- вело к определенным трудностям при интеграции АСКУЭ ПС в единую систему. Создание АСКУЭ в НЭК «Укрэнерго» началось в 2005 г. и было завершено в 2008 г. В августе 2009 г. корпоративная АСКУЭ НЭК «Укрэнерго» была принята в промышленную эксплуатацию. Основные данные о количестве и этапах создания АСКУЭ НЭК «Укрэнерго» приведены в табл. 1. Принципы построения АСКУЭ НЭК «Укрэнерго» В соответствии с «Техническими и организационными требованиями к построению автоматизированных систем учета электроэнергии на объектах НЭК «Укрэнерго» архи- тектура АСКУЭ представляет собой иерархическую треху- ровневую систему: I уровень – 133 АСКУЭ локального уровня, которые • эксплуатируются на ПС НЭК «Укрэнерго». Основной зада- чей АСКУЭ локального уровня является сбор информации с приборов учета электроэнергии и передача этих данных на II уровень – уровень региональных электроэнергетиче- ских систем. II уровень – 8 АСКУЭ регионального уровня, эксплуа-• тируемые в ЭЭС НЭК «Укрэнерго». Основными задачами АСКУЭ регионального уровня являются сбор информации с АСКУЭ локальных уровней своего региона; обмен инфор- мацией со смежными субъектами ОРЭ Украины; контроль балансов электроэнергии по ПС и верификация данных; расчет потерь в магистральных сетях; подготовка дан- ных для передачи на следующий уровень; выполнение расчетов поступления и отпуска электроэнергии в маги- стральные и межгосударственные линии электропередачи в пределах своего региона. III уровень – АСКУЭ центрального уровня НЭК • «Укрэнерго». Основными задачами АСКУЭ центрального уровня являются сбор данных с АСКУЭ региональных уров- ней; обмен информацией с АСКУЭ системных операто- ров смежных государств; формирование Реестра данных; выполнение расчетов поступления и отпуска электроэнер- гии в магистральные и межгосударственные линии элек- тропередачи в целом по компании. Днем Энергетика!Локальный уровень. Рассмотрим детальнее структу- ру организации АСКУЭ локального уровня – важнейшую и наиболее многочисленную компоненту АСКУЭ, от работы которой во многом зависит надежность функционирова- ния всей системы в целом. На всех ПС НЭК «Укрэнерго» АСКУЭ локального уровня построены по единой типовой схеме, приведенной на рис. 1. Отличительной особенно- стью данной схемы является включение приборов учета в локальную сеть ПС через мультипортовые серверы (Nport-серверы), которые серийно выпускаются рядом фирм. Такое подключение приборов учета обеспечивает доступ к ним с любой точки корпоративной сети пере- дачи данных. Еще одной положительной особенностью такого схемного решения является отсутствие привяз- ки к конкретному разработчику АСКУЭ, а схема в целом является «прозрачной» для программного обеспечения (ПО). На один порт сервера допускается подключение до 4 приборов учета в гирлянду. Данные опроса при- боров учета поступают на сервер АСКУЭ ПС, на котором производятся расчеты, рассчитываются балансы, фор- мируются отчетные формы. На каждой ПС имеются авто- матизированные рабочие места (АРМ) дежурного, с по- мощью которых осуществляется эксплуатация и обслу- живание АСКУЭ локального уровня. Краткие сведения об установленных на серверах операционных системах (ОС) и применяемых системах управления базами дан- ных (СУБД) приведены в табл. 2. Сбор данных с при- боров учета выполняется в основном с использованием международных протоколов DLMS/COSEM (SL700, ZMD) и IEC62056-21 (ZMD). Ряд приборов учета опрашивает- ся с использованием нестандартных фирменных прото- колов, которые разработали производители счетчиков («Элвин», «Телекарт», EA). Использование в структуре АСКУЭ локального уровня сервера обусловлено тем, что на момент выполнения работ по созданию АСКУЭ и по настоящее время сеть пере- дачи данных от ПС до АСКУЭ регионального уровня не в полной мере отвечает требованиям по скорости передачи данных и надежности. Практически большая часть ПС не имеет резервного канала связи. Отдельные каналы связи организованы с помощью ВЧ-связи по высоковольтным ЛЭП. Поэтому основная задача сервера – максимально быстро собрать данные с приборов учета и обеспечить их надежную передачу в сервер АСКУЭ регионального уровня. АСКУЭ региональных и центрального уровней построены по единой типовой схеме на основе отказо- устойчивой кластерной системы, включающей основной и резервный серверы, работающие на единую систему хранения данных. Все вычислительное оборудование АСКУЭ – производства Hewlett-Packard Company и пред- усматривают горячую замену блоков питания и винче- стеров. Дисковая система серверов и системы хранения данных построены с использованием отказоустойчивой технологии на основе RAID 5 (англ.: redundant array of independent disks – избыточный массив независимых жестких дисков). Такое решение позволяет обеспечить работоспособность всей системы при выходе по одному винчестеру на каждом из устройств. Практически все основные компоненты АСКУЭ (серверы, маршрутизато- ры и сетевые компоненты) имеют резервирование, что обеспечивает надежную работу всей системы. В состав АСКУЭ входит также система копирования данных на магнитную ленту, с помощью которой выполняется пери- одическое сохранение данных в архив. При сбое в работе СУБД данные могут быть достаточно быстро вос- становлены из архива, а текущая информация (от суток до семи дней) – собрана с серверов АСКУЭ локального уровня. В настоящее время корпоративная АСКУЭ НЭК «Укрэнерго» выполняет сбор и обработку данных почти с 5200 приборов учета. Реестр данных включает 53 субъ- екта ОРЭ Украины и состоит из 109 строк (327 парамет- ров). Время передачи Реестра Главному оператору АСКУЭ составляет порядка 40 – 45 минут.Опыт эксплуатации АСКУЭ НЭК «Укрэнерго» Как отмечалось выше, АСКУЭ НЭК «Укрэнерго» на- ходится в промышленной эксплуатации с августа 2009 г. Основные работы по ее созданию были закончены в 2008 г. Часть АСКУЭ локального уровня была введена в ра- боту в конце 2005 г. Работы по техническому обслужива- нию выполняются по договорам с разработчиками АСКУЭ локальных и региональных уровней. Опыт эксплуатации системы за более чем двухлетний период показал, что наибольшее количество отказов в работе фиксируется в оборудовании АСКУЭ локального уровня и каналах связи между ЭС и ПС. По мнению автора, это связано со следующими причинами: отсутствие резервного оборудования (за исключени-• ем счетчиков электроэнергии) в составе АСКУЭ; влияние электромагнитных полей на высоковольт-• ных ПС; наличие перенапряжений в электросети при выпол-• нении коммутаций и коротких замыканий на ВЛ; повышенный температурный режим работы оборудо-• вания в летний период (на некоторых ПС оборудование ра- ботает в предельно допустимом температурном режиме); значительная «удаленность» ПС от квалифицирован-• ного персонала, который может выполнить ремонт или устранить неисправность. Нередко персонал на ПС не об- ладает нужной квалификацией и не может самостоятельно выполнять ремонт, а вызов персонала, который выполняет ТО по договору, и его приезд на ПС занимают достаточно много времени; практически отсутствуют резервные каналы связи, а • при их наличии, как правило, основной и резервный кана- лы расположены в одной коммуникационной магистрали. Т.е. если отказывает оборудование основного канала свя- зи, то, как правило, не работает и резервный канал. Рис. 1На рис. 1 различными цветами выделены компоненты АСКУЭ локального уровня по абсолютному количеству от- казов. Как видно из рис. 1, наибольшее количество отказов фиксируется по оборудованию мультипортовых серверов (NPort). В АСКУЭ локального уровня применяются устройства NPort двух производителей: фирмы «Moxa» и НПФ «Крон Лтд». Главной причиной выхода из строя NPort являются не- исправности в блоке питания. Скорее всего, это связано с их конструктивным исполнением (импульсная схема блока питания), а также условиями работы – электромагнитными полями, перенапряжением в электросети и тяжелым тем- пературным режимом работы в летнее время. Отказ NPort является достаточно серьезной проблемой, так как теряет- ся связь со всеми счетчиками, которые к нему подключены. В настоящее время замена NPort на ПС требует минимально- го времени (не более 30 мин), не считая времени на проезд до ПС и допуска к работе персонала, и не требует высокой квалификации. Все основные настройки NPort выполняют- ся дистанционно с АСКУЭ регионального уровня. Второе место по степени отказов занимают серверы АСКУЭ локального уровня. Ремонт и замена серверов – до- статочно трудоемкий и дорогостоящий процесс, который занимает длительное время и требует наличия высококва- лифицированного персонала. Как правило, к замене или ремонту серверов привлекается персонал разработчика АСКУЭ. Очень редко наблюдаются отказы в работе комму- никационного оборудования локальной сети ПС. Рис. 2Отдельно следует остановиться на отказах приборов учета. Как правило, сами приборы выходят из строя край- не редко и достаточно надежны в работе. В данном случае речь идет об отказах в работе коммуникационных портов. В соответствии с типовой схемой построения допускается подключать к одному порту мультипортового сервера до четырех приборов учета. При таком построении отмече- ны случаи, когда при выходе из строя коммуникационного порта блокировался опрос всей цепочки, т.е. не выполнял- ся опрос всех 4 приборов учета. Поэтому сегодня принято решение о подключении счетчиков по одному на порт. Также отметим, что по мере увеличения времени ра- боты оборудования наблюдается незначительное повы- шение количества отказов по сравнению с начальным пе- риодом его работы. Для снижения негативного влияния на работоспособ- ность АСКУЭ отказов оборудования и ПО сегодня применя- ется следующее техническое решение. Для каждой точки учета в АСКУЭ может быть определено несколько источни- ков информации. Например: основной (расчетный) прибор учета;• дублирующий прибор учета;• данные ОИК;• ручной ввод;• прибор учета на противоположном конце ВЛ;• данные резервной системы сбора данных;• заполнение данных по характерному профилю на-• грузки и т.п. Каждому из источников информации, который задан для данной точки учета, присваивается свой приоритет. Таким образом, при выполнении расчетов автоматически будут использоваться данные, имеющие наивысший при- оритет (как правило, данные расчетного прибора учета). Если в АСКУЭ по какой-то причине отсутствуют данные расчетного прибора учета, автоматически берутся данные дублирующего и так далее по всей цепочке в соответствии с заданным приоритетом. При этом формируется метка достоверности данных, указывающая оператору, какие данные были использованы в расчетах. Такой подход по- зволяет с определенной степенью достоверности восста- новить данные при сбоях в работе АСКУЭ и выполнить не- обходимые расчеты. В качестве примера на рис. 2 приведено описание определения информации для двух точек учета – в АСКУЭ НЭК «Укрэнерго» и Донбасской ЭС. Подводя итоги, можно сделать вывод, что для обеспе- чения надежной работы АСКУЭ необходимо: регулярное выполнение технического обслуживания • оборудования и программного обеспечения; наличие основного и резервного каналов связи, фи-• зически проходящих в разных коммуникационных маги- стралях; наличие резервных основных компонентов АСКУЭ, • находящихся в горячем резерве; создание оптимального температурного режима ра-• боты оборудования, а также защита его от магнитных по- лей и перенапряжений в электросети; своевременная замена оборудования АСКУЭ, которое • отработало свой нормативный срок; наличие минимально необходимого комплекта за-• пасного оборудования и запасных частей к нему.

Перспективы развития и модернизации АСКУЭ НЭК «Укрэнерго» Развитие и модернизация АСКУЭ НЭК «Укрэнерго» пла- нируются в двух направлениях: • модернизация существующей системы с целью улуч- шения ее технических и эксплуатационных характеристик; • доработка системы АСКУЭ для обеспечения работы рынка двусторонних договоров и балансирующего рынка (РДДБ) в соответствии с концепцией модернизации рынка электрической энергии Украины. Начну со второго пункта. Данные работы в основном будут относиться к АСКУЭ региональных и центрального уровней. Этот вопрос требует достаточно серьезного из- учения и разработки необходимых концепций и правил работы в новых условиях функционирования РДДБ. Фак- тически эти работы на данный момент находятся на на- чальной стадии. Теперь о модернизация существующей системы. Ос- новная цель данных работ: • повышение надежности работы АСКУЭ НЭК «Укрэнер- го» и обеспечение ее практически безаварийной работы; • сокращение эксплуатационных затрат на техниче- ское обслуживание и ремонт АСКУЭ; • сокращение времени сбора данных и их последую- щей обработки. Работы, которые планируется выполнить, в основном относятся к АСКУЭ локального уровня и в незначительной степени к региональному уровню. При этом для регио- нального уровня, возможно, потребуются незначительная доработка программного обеспечения и некоторое нара- щивание аппаратных средств, в частности коммуникаци- онного оборудования. Детальнее остановимся на модернизации локального уровня. Модернизацию АСКУЭ локального уровня предла- гается провести в два этапа: • создание резервной системы сбора данных с прибо- ров учета; • упрощение структуры АСКУЭ локального уровня за счет использования высокоскоростных цифровых кана- лов связи и отказа от эксплуатации серверов на ПС.Создание резервной системы сбора данных с приборов учета Структурная схема АСКУЭ локального уровня с резервной системой сбора данных приведена на рис. 1. Резервная си- стема сбора данных строится по упрощенной схеме и охва- тывает только расчетные приборы учета. Система строится по тому же принципу, что и основная, с включением при- бора учета в локальную сеть подстанции. Приборы учета подключаются к системе по второму коммуникационному порту RS232. При этом сбор данных с приборов учета будет выполняться только при условии, что основная система сбо- ра данных по конкретному прибору учета вышла из строя. Опрос приборов учета, включенных в резервную систему сбора данных, осуществляется с помощью сервера АСКУЭ регионального уровня. Для передачи данных предлагает- ся использовать комбинированные каналы связи, включая мобильную связь по технологии GPRS, спутниковую связь и имеющиеся резервные ведомственные каналы связи. Внедрение резервной системы сбора данных обеспе- чит существенное повышение надежности работы всей АСКУЭ и сократит время, необходимое для полного восста- новления информации при выходе из строя оборудования подстанции. Перспективная схема построения АСКУЭ локального уровня Дальнейшим развитием АСКУЭ локального уровня бу- дут работы, связанные с исключением из структуры АСКУЭ серверов локального уровня, и сокращение количества используемых мультипортовых серверов NPort. Структур- ная схема АСКУЭ локального уровня приведена на рис. 2. Обязательным условием по переходу на предложен- ную схему будут являться коренная модернизация и ре- конструкция коммуникационных каналов связи. Данная схема требует обязательного наличия двух независи- мых высокоскоростных цифровых каналов связи. Это связано с тем, что сбор данных с приборов учета полно- стью переносится на серверы АСКУЭ регионального уров- ня. Отличительной особенностью данной схемы являются: • исключение из структуры АСКУЭ локального уровня сервера;• подключение счетчиков к мультипортовым серверам NPort по одному на один порт; • прямое включение приборов учета в локальную сеть ПС с выделением отдельного IP-адреса. При та- ком подключении для работы с приборами учета же- лательно использовать протокол DLMS; • наличие удаленного рабочего места оператора АСКУЭ регионального уровня. Рис. 2ЕЛЕКТРОПАНОРАМА 12'2012 Обмен данными между субъектами ОРЭ и кодировка точек учета В заключение остановимся на вопросах обмена дан- ными между субъектами ОРЭ Украины и применяемых ко- дировок этих данных. По мнению автора, данный вопрос остался не полностью проработанным в нормативных документах по созданию АСКУЭ на ОРЭ Украины. Как по- казывает опыт эксплуатации, в настоящее время обмен данными между субъектами ОРЭ Украины в основном вы- полняется с использованием макетов 30817, 30818 и 30917. Использование этих макетов для обмена данными не по- зволяет: • обмениваться информацией в диалоговом режиме; • передавать метку качества данных; • передавать весь необходимый набор информации с системы АСКУЭ, в том числе журнал событий счетчика, журнал переключения присоединений на обходной вы- ключатель, справочную информацию при замене прибо- ров учета и другую информацию. Предложенный ДП «Энергорынок» формат передачи данных «УППДВ» не нашел широкого применения для обмена информацией между субъектами ОРЭ Украины. В основном он используется для передачи данных от субъектов ОРЭ Украины к Главному оператору АСКУЭ (ДП «Энергорынок»). На мой взгляд, есть необходимость раз- работки универсального протокола обмена данными на основе XML. По такому пути пошли Администратор торго- вой сети (АТС) России, а также энергокомпании ряда за- падных стран. Также необходимо обратить внимание на кодиров- ку данных. Как правило, при построении АСКУЭ субъекта ОРЭ Украины разработчики использовали собственную кодировку точек учета и данных. Кодировки точек учета у разных разработчиков не увязаны друг с другом и не соответствуют единым стандартам. Поэтому при обмене данными, как правило, используются те же коды макета 30817 или им подобная кодировка. Разработанные ДП «Энергорынок» с участием НЭК «Укрэнерго» коды СОТТЭУ применяются в основном при передаче данных по прото- колу «УППДВ» к Главному оператору АСКУЭ.Используемая НЭК «Укрэнерго» кодировка данных по международному стандарту ІЕС 61970 (СІМ-модель – об- щая информационная модель энергосистем) также не на- шла применения на ОРЭ Украины. В качестве примера на рис. 3 приведена кодировка параметров прибора учета электроэнергии в АСКУЭ НЭК «Укрэнерго». Учитывая сказанное выше, по мнению автора, вопрос идентификации рыночных точек учета требует дальней- шей доработки. В заключение необходимо отметить, что при внедре- нии на ОРЭ Украины новых протоколов обмена и систе- мы идентификации рыночных точек коммерческого учета возникает необходимость модернизация АСКУЭ. Поэтому с экономической точки зрения и для минимизации за- трат целесообразнее будет одновременное внедре- ние как системы идентификации точек учета, так и протокола обмена данными. Обе эти задачи должны быть тесно увязаны друг с другом.