Г.А.Л._Изб. раб. по АСКУЭ

Литература

1.Автоматизированная информационно-измерительная система учета и контроля электроэнергии ИИСЭ1-48. Техническая Информация. – Вильнюс, 1978.

2.Комплекс технических средств для информационно-измерительных систем учета и контроля энергии ИИСЭ3 (КТС ИИСЭ3). Техническая информация. – Вильнюс, 1984.

3.Гуртовцев А.Л., Забелло Е.П. Семейство автоматизированных систем учета и контроля энергии ИИСЭ3, ИИСЭ4 (обзор). – Промышленная энергетика, №7, 1992.

4.Гуртовцев А.Л. Гидроаккумулирующие электрические станции. – Энергетика и ТЭК, №3, №4, 2004.

5.Шкюдас П. Электроэнергетическое хозяйство Литвы после реформ. – ЭПУ, №11,

2004.

6.Тубинис В.В. Структурные преобразования энергетики России и проблемы совершенствования учета электроэнергии. – Электро, №1, 2003.

Справка 1.

Литовская энергосистема

Установленная мощность электростанций Литовской энергосистемы составляла до последнего времени 6,3 ГВт. В конце декабря 2004г., согласно закона 1999г., принятому правительством Литвы по требованиям Евросоюза (закрытие АЭС Евросоюз сделал условием вступления Литвы в свои ряды), был остановлен первый блок Игналинской АЭС, и установленная мощность энергосистемы уменьшилась до 5 ГВт (к 2009г. должен быть остановлен и второй блок). Максимум нагрузки энергосистемы составлял в 2003г. около 2 ГВт.

Основные электростанции: 1) АО “Литовская электростанция” (г. Электренай), мощность восьми блоков 1800 МВт, 2) ГП “Игналинская атомная электростанция”

(ИАЭС), мощность второго блока 1300 МВт, 3) Круонисская ГАЭС (район Кайшадориса), филиал ЛЭ, мощность четырех блоков 4*200=800 МВт, 4) Вильнюсская ТЭЦ-3, мощность 360 МВт, 5) ЗАО “Каунасская теплофикационная электростанция”, мощность 60+110=170МВт, 6) Каунасская ГЭС, филиал ЛЭ, мощность четырех агрегатов 4*25=100 МВт, 7) Вильнюсская ТЭЦ-2, мощность 24 МВт, 8) АО “Мажейкяйская электростанция”, мощность 194 МВт. Кроме того, в Литве действуют 35 малых ГЭС с годовой выработкой электроэнергии до 50 млн. кВт.ч, а также ряд небольших электростанций промышленных предприятий.

Производство электроэнергии в 2003г. составило 19,46 ТВт.ч, или 19,46 млрд. кВт.ч, а конечное потребление в Литве - 7,94 (46%), в том числе промышленность 3,02 (38%), коммерция 2,78 (35%), быт 1,97 (25%), собственные нужды ЭС 1,6 (8,2%), потери в электросетях 1,41 (7,2%). Вклад электростанций в выработку электроэнергии в 2003г. составил: ИАЭС - 15,48 (79,5%), Вильнюсская ТЭЦ-3 - 1,19 (6%), Литовская ТЭС - 0,72 (3,6%), Каунасская ТЭЦ - 0,67 (3,4%), Каунасская ГЭС - 0,28 (1,4%), Мажейкяйская ТЭС - 0,18 (0,9%), электростанции предприятий 0,18 (0,9%), малые ГЭС - 0,05 ТВт.ч. Технические и коммерческие потери в 2003г. составили 12% в распределительных сетях и 2,3% в передающих сетях (только технические).

Экспорт избыточной энергии осуществляется в Россию, Беларусь, Латвию и Эстонию. В 2003г. экспорт Литвы составил 7,53 ТВт.ч (в том числе в Беларусь 4,09 ТВт.ч - Литва имеет с Беларусью пять ЛЭП 330 кВ, включая три с ИАЭС, причем одна из них выполнена в габаритах 750 кВ), в 2004г. – 7,3 ТВт.ч. С 2005г. экспортные возможности Литвы по электроэнергии, в связи с закрытием первого блока ИАЭС, снизятся, по прогнозам, более чем в 3 раза и не превысят 2 ТВт.ч. Поскольку Литва покрывает в Объединенной энергосистеме Балтии до 50% потребления Балтийского региона, то значительно снизится

экспорт в Россию (прежде всего в Калининградскую область) и прекратится экспорт в Беларусь (прежде этот экспорт осуществлялся российским оператором “Интер РАО ЕЭС”, выигравшем тендер в 2001г. на реэкспортные поставки литовской электроэнергии вплоть до 2005г. в Россию и Беларусь).

В Литве рассматривается вопрос перехода в 2005-2006 гг. на параллельную работу с энергообъединением стран Западной Европы – Объединенной Западноевропейской Энергосистемой (UCPTE) .

Справка 2.

СПЗАО “Сигма Телас”

СПЗАО “Сигма Телас” - инжиниринговое совместное литовско-российское предприятие, организованное в Вильнюсе в 1992г. на базе предприятия “Сигма” – производителя малых ЭВМ, для решения задач автоматизации в энергетике. С 1998 г. плотно сотрудничало в области создания АСКУЭ с ООО “Диодо Системос”, которое вошло как подразделение в состав фирмы в 2000 г. Основу фирмы составляют выпускники

Вильнюсского университета и Каунасского политехнического института. 54 сотрудника фирмы, среди которых управленцы, инженеры и программисты (23 человека) со средним возрастом 32-35 лет, эффективно работают в следующих направлениях: современные АСКУЭ для энергосистем, промышленных предприятий и быта, системы автоматизированного управления подстанциями на основе передовых SCADA-технологий, системы релейной защиты и противоаварийной автоматики, системы аварийного оповещения и других. Фирмой успешно реализовано более 300 проектов АСКУЭ в Литовской энергосистеме, на предприятиях Литвы и за рубежом. Фирма является представителем компаний General Electric Energy Service и Motorola Moscad в области

SCADA-систем. В настоящее время растет интерес к работам фирмы в Беларуси, России, в Украине, в Казахстане.

Справка о публикации

Статья опубликована в журналах:

Энергетика и ТЭК, №9/10, 2005 (Беларусь) Электрические сети и системы, № 2, 2005 (Украина) Энергорынок, № 6, 2005 (Россия)

Промышленные АСУ и контроллеры, № 8,2005 (Россия) Промышленная энергетика, № 10,2005 (Россия)

Электрика, № 11, 2005 (Россия) Электро, № 4, 2005 (Россия)

Энергия: экономика, техника, экология, №5, 2006 (Россия)

Приложение (фото автора)

Вильнюсский завод “Эльгама Электроника” – главный производитель в Литве современных электронных электросчетчиков и других технических средств для АСКУЭ. Два образца 3- фазных электронных электросчетчиков Эльгамы: EPQM 331.02 и GAMA 300 (фото

автора)

ШТРИХИ К РОССИЙСКОМУ ОПЫТУ РЕСТРУКТУРИЗАЦИИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ. РЕГИОНАЛЬНАЯ АСКУЭ В ТУЛЬСКОМ ВАРИАНТЕ

Гуртовцев А.Л., к.т.н., ведущий научный сотрудник РУП “БелТЭИ”

Вмае 2004 г. рабочая делегация специалистов концерна “Белэнерго”, Минэнергетики

иМинэкономики посетила с краткосрочным визитом одну из энергосистем центра России - АО “Тулэнерго” - для ознакомления с ее опытом работы в условиях реструктуризации и приватизации российской электроэнергетики, функционирования оптового рынка электроэнергии, а также для анализа достижений и проблем тульских энергетиков в области создания региональных АСКУЭ для работы на оптовом и розничных рынках электроэнергии..

Общий подход к реструктуризации АО-энерго

Реструктуризация российской электроэнергетики, хотя и проходит под контролем государства в лице РАО “ЕЭС России” (далее РАО ЕЭС), владеющего в региональных АОэнерго значительным (мажоритарным, но не контрольным) пакетом акций, существенно зависит от интересов множества собственников в лице других, миноритарных акционеров АО-энерго. В этом заключается одна из проблем российской (да и не только российской) реструктуризации, которая в иных условиях, при наличии только одного собственникамонополиста, а именно такая ситуация характерна в настоящее время в Объединенной энергосистеме Беларуси, могла бы пройти более эффективно и безболезненно.

Основной принцип реформирования мировой электроэнергетики, включая и российскую, основан на разделении естественной монополии, каковой электроэнергетика стала с самого начала своего становления в конце 19 века, на два вида деятельности: монопольную, которая должна оставаться в руках государства, и конкурентную, которая должны перейти в частную собственность. Считается, что частная деятельность

должна снизить за счет конкуренции издержки, повысить эффективность отрасли и затормозить рост цен на электрическую и тепловую энергию для конечных потребителей. К монопольной деятельности относится деятельность по передаче электроэнергии (по магистральным и распределительным сетям – сетевая, или транспортная деятельность соответственно сетевых и распределительных энергокомпаний), а к конкурентной – деятельность по производству и сбыту энергии соответственно генерирующими и сбытовыми энергокомпаниями.

Согласно программе реформ, в российской электроэнергетике, все существующие региональные энергокомпании (АО-энерго) – дочерние общества РАО ЕЭС, должны пройти реструктуризацию по проектам (из 72-х региональных энергокомпаний 58 уже полностью согласовали свои проекты), одобренным правительственной комиссией по вопросам реформирования электроэнергетики. Базовый вариант реформирования, основанный на модели Великобритании, работающей в условиях реструктуризации электроэнергетики уже 16 лет, предполагает сначала выделение из АО-энерго генерирующих, сетевых и сбытовых структур в виде стопроцентных дочерних обществ РАО ЕЭС, а затем разделение их собственности между акционерами АО-энерго пропорционально величине, отданной в эти структуры собственности. Не базовые варианты, связанные, например, с передачей сетевого хозяйства АО-энерго непосредственно в собственность государственной Федеральной сетевой компании (ФСК), пока не рассматриваются, так как признаны менее прозрачными, хотя и более быстрыми.

электроэнергетической отрасли – собственник не имеет права совмещать два и более видов бизнеса, например, распределительный и сбытовой. В противоположность этому подходу, в реструктуризированной мировой электроэнергетике существуют интегрированные энергокомпании, совершенно спокойно совмещающие два и более видов электроэнергетической деятельности. Очевидно, что для такой огромной и разнородной страны, каковой является Россия, просто необходимо упрощение и унификация принципов реструктуризации для достижения конечного результата в обозримом будущем. В

настоящее время в сорока АО-энерго (включая Тулу) идет процесс разделения бизнеса на его отдельные виды – генерация, сетевой, сбытовой, сервисный и непрофильный. Каждая новая структурная единица должна полностью отвечать за свой бизнес, свое направление. Структурные изменения направлены на прозрачность всех видов бизнеса и снижение издержек.

Основные цели реформирования сегодняшних региональных монополистов - АО-

энерго – это:

1)надежное и бесперебойное снабжение платежеспособных потребителей электрической и тепловой энергией (в этой цели появился новый акцент – энергоснабжение не всех подряд, а только платежеспособных потребителей, что подчеркивает наличие у энергоресурса определенной, не нулевой стоимости, его товарную сущность, необходимость платить за него, а не пользоваться им, как раньше, почти задаром и без ограничений; соответственно, все потребители подразделяются на две большие группы – платежеспособные и неплатежеспособные, для работы с которыми нужны в энергокомпании свои различные средства и методы);

2)обеспечение всем производителям и потребителям энергии равного, недискриминационного доступа к инфраструктуре рынка энергии (эта цель направлена на демократизацию рыночных отношений в электроэнергетике, против монополизации производителей и дискриминации потребителей, против недобросовестных, нечестных отношений и их возможной криминализации);

3)снижение издержек и повышение эффективности работы энергокомпаний (в

условиях монополизма теряются стимулы к развитию, и реструктуризация должна их восстановить и повысить, обеспечив в условиях конкуренции реализацию принципа “меньшими затратами добиться большего результата” );

4)повышение инвестиционной привлекательности энергокоманий (в условиях

монополизма, неразделенных тарифов, финансового “общего котла” деятельность энергокомпаний “непрозрачна” и с трудом поддается анализу для оценки перспектив инвестиций, их окупаемости и прибыли, что тормозит инвестирование и отталкивает инвесторов).

Рассмотрение и одобрение проектов реформирования А0-энерго правительственной комиссией производится индивидуально по каждому АО-энерго с учетом его специфики, в частности, с учетом наличия количества и типа генерирующих мощностей, теплоисточников и тепловых сетей, кредиторской и дебиторской задолженности АО-энерго с муниципальными и областными структурами и т.д. Одним из дискутируемых проблемных вопросов является вопрос о выделении из состава АО-энерго теплосетевых компаний отдельно от генерирующих. Многие акционеры считают эти виды бизнеса неотделимыми один от другого – иначе собственники теплосетей, например, муниципалитеты, смогут оказывать технологическое влияние на деятельность генерирующих компаний. Проблемным по теплосетям является и вопрос об обеспечении к ним недискриминационного доступа альтернативных поставщиков тепловой энергии, например, частных котельных.

Реструктуризация АО “Тулэнерго” и рынок электроэнергии

Тульская энергосистема первой среди других российских АО-энерго подготовила свой проект реорганизации по базовому варианту, представив его в РАО ЕЭС в мае 2002 г.

В доработке проекта приняли участие специалисты энергосистем Орла, Калуги и Брянска. Однако реформирование энергокомпании затормозилось из-за конфликта с миноритарным (около 39% акций) акционером АО “Тулэнерго” группой МДМ, владельцем крупного агрохимического комбината “Азот” (200 МВт), производителя удобрений, для электроснабжения которого в свое время была построена на востоке области Новомосковская ГРЭС (281 МВт). Этот акционер в течение длительного времени не может определиться с тем, стоит ли ему покупать ГРЭС или строить новые генерирующие мощности для энергоснабжения своего комбината. В результате задерживается реформирование не только Тульской энергосистемы (1078 МВт), но и соседних Калужской (6 МВт), Брянской (52 МВт) и Орловской (342 МВт) областей, на базе которых по проекту планируется создать первую Приокскую территориальную генерирующую компанию

(ОАО “ПТГК”) с присоединением к ней в перспективе и других регионов. В этом проекте было достигнуто полное взаимопонимание с властями регионов – были подписаны трехсторонние соглашения между администрацией областей, РАО ЕЭС и АО-энерго.

Первый этап реформирования АО “Тулэнерго” предполагает выделение сетевой, генерирующей (ПТГК), сбытовой и сервисной компаний, а второй – создание межрегиональной генерирующей компании путем присоединения генерирующих компаний соседних регионов к ПТГК. До реализации этих двух этапов была проведена внутренняя реструктуризация АО-энерго с выделением в ее составе, помимо пяти электростанций, департамента транспорта электроэнергии (ДТЭЭ) и предприятия сбыта электроэнергии ОП “Энергосбыт”, а в 2003г. решена задача обособления сервисных и непрофильных видов деятельности путем учреждения в АО-энерго дочерних обществ. В планах выведение из сетей ремонтного бизнеса и создание дочернего предприятия ОАО “Тулэнергосетьремонт”. Ремонты должны проводиться, по мнению энергетиков, только по текущему состоянию оборудования, а не по графику - зачем ремонтировать оборудование, состояние которого на данный момент удовлетворительное?

После решения всех спорных вопросов и утверждения проекта реформирования АОэнерго, оно должно трансформироваться в Приокскую территориальную генерирующую компанию, Тульскую энергетическую управляющую компанию (должна работать в переходной период, а затем исчезнуть), Тульскую магистральную сетевую компанию, сбытовую компанию и собственно АО “Тулэнерго” – территориальную распределительную сетевую компанию (ПЭС и РЭС остаются в этой компании, хотя некоторые функции ПЭС уходят на уровень области). Новомосковская ГРЭС скорее всего уйдет в собственность миноритарного акционера.

В существующей структуре АО-энерго значительную роль играет ДТЭЭ, в который входят, помимо начальника департамента, служба транспорта электроэнергии (23 человека), отдел АСКУЭ (16 человек) и отдел счетчиков (15 человек). Эта служба решает задачи коммерческого и технического учета на оптовом и розничном рынках электроэнергии, расчета балансов по всем объектам учета и определения технологических потерь электроэнергии . Все средства учета находятся на балансе ДТЭЭ. Департамент занимается только средствами учета, а все финансовые расчеты по показаниям этих средств выполняет ОП “Энергосбыт”, которому департамент предоставляет все необходимые данные учета. Средства учета неспроста оставили именно в сетях, а не сбыте (в некоторых энергосистемах их оставили в сбыте и, как оказалось, ошиблись). Это связано с тем, что учет нельзя разрывать (измерительные трансформаторы у одного собственника, а счетчики у другого)

и, кроме того, в обозримом будущем сбытовых организаций может возникнуть множество, а

учет должен быть один.

Руководители АО-энерго считают, что реструктуризацию следовало бы начинать с управления, а не с раздела собственности (в Великобритании отрасль сперва реформировали, а только затем приватизировали). Раздав же сначала акции, затем приходится договариваться уже с собственниками, что значительно сложнее, чем проводить реорганизацию в рамках единой структуры. На сегодняшний день из АО-энерго реально отделены только сети 220 кВ и выше, отошедшие к ФСК, и региональное диспетчерское управление (РДУ), ставшее Тульским филиалом Системного оператора (СО) оптового рынка электроэнергии.

При реструктуризации АО-энерго наиболее острые проблемы связаны: 1) с наличием перекрестного субсидирования, которое является следствием популизма властей и ухудшает финансовое состояние энергосистемы, 2) с избытком генерирующих мощностей, при котором неэффективные производители могут жить лучше эффективных (вопрос о закрытии первых носит социальный характер), 3) с наличием непрофильных видов бизнеса типа, например, ремонтных служб, лагерей и баз отдыха, столовых и детских садов, которые надо вывести за рамки энергосистем (“надо бы продать, да некому” – в АО “Тулэнерго” их вывели на отдельный баланс в виде дочерних предприятий, поделив тем самым ответственность; следует заметить, что, вообще говоря, непрофильный бизнес может быть не только убыточным, но и прибыльным). Ряд вопросов при реформировании энергосистемы связан с отсутствием полной и непротиворечивой нормативно-правовой базы для реформы.

В процессе реструктуризации важное место занимает тарифная политика государства.

Реструктуризация на уровне АО-энерго осложняется отсутствием инвестиционной составляющей в тарифах. Незначительное обновление основных фондов становится возможным только за счет амортизационных отчислений. Рентабельность жестко ограничивается сверху решениями Федеральной и Региональной энергетических комиссий (соответственно ФЭК и РЭК) на уровне нескольких процентов, что делает проблематичным привлечением на таких условиях крупных частных инвестиций в АО-энерго. На уровне АО-

энерго существенное значение имеет разделение тарифов по уровню напряжения, тем более, что тариф на транспорт электроэнергии легче делать, имея тарифы по напряжениям. В АО “Тулэнерго” сейчас средний тариф на электроэнергию в сетях 0,4 кВ равен 1,4 руб/кВт.ч, в сетях среднего напряжения (1-35 кВ) – 1,16 руб/кВт.ч, а в сетях высокого напряжения (110 кВ) – 1,14 руб/кВт.ч.

С 1999 г. АО-энерго проводит покупку электроэнергии на Федеральном оптовом рынке электроэнергии и мощности (ФОРЭМ). За истекшие годы процент покупки электроэнергии относительно общего электропотребления Тульской области менялся от 30 до 55%, или с 300 МВт мощности до 700 МВт. Процесс торговли заключается в подаче ежесуточно заявки на поставку электроэнергии на следующие сутки в 86 узлов Тульской энергосистемы согласно планируемому почасовому суточному графику. При этом возникает проблема отклонений заявки от факта поставки. Ранее на оптовом рынке допускалось отклонение в покупке относительно заявки в 5%, и, в случае превышения этого отклонения, следовали штрафные санкции, вплоть до исключения АО-энерго из участников рынка. При превышении покупки над заявкой санкции были более жесткими, чем в случае недобора заявки. С 2004 г. допустимое отклонение увеличили до 10%, что существенно облегчило работу на рынке.

Для АО-энерго вести торговлю по 86 узлам очень трудно (для каждого узла, в

зависимости от его географического положения, производится соответствующая коррекция средней цены покупки электроэнергии), и теперь стоит задача снизить количество узлов до 10. Для службы сбыта ежесуточное формирование заявок (графика потребления) и отслеживание заявок через Интернет по авторизованному доступу к базе данных коммерческого оператора учета оптового рынка, превратилось в работу "без сна и отдыха" и без выходных. Это связано в первую очередь с отсутствием, несмотря на действующую АСКУЭ, многих данных коммерческого учета (часть из них продолжают собирать через

ОИК), а также программного обеспечения, позволяющего выполнять необходимые оптимизационные расчеты на рабочем месте сбытовика (расчеты графиков, рисков, затрат и прибыли). Следует заметить, что в силу равномерного графика Тульской энергосистемы,

работа по планированию заявок при этом значительно облегчена.

Электроэнергия, купленная на оптовом рынке энергосистемой по часовому графику, затем продается ею на розничном рынке потребителям. Если ее продавать потребителям также по часовому графику, да еще с наценкой, то потребитель захочет уйти самостоятельно на оптовый рынок, чтобы самому, минуя АО-энерго, покупать более дешевую электроэнергию. Это ставит перед сбытом непростые задачи гармонизации своих отношений с потребителями, поиска методов и путей сохранения потребителя как своего клиента и партнера. Приходится продавать потребителю электроэнергию не по суточному графику, а по месячному, и изыскивать возможности для компенсации такой временной конвертации электроэнергии.

АСКУЭ АО “Тулэнерго”

Создание АСКУЭ в Тульской энергосистеме началось в 1991-1993гг. с оснащением индукционных счетчиков телеметрическими датчиками импульсов и подключением их к специализированным системам учета типа ЦТ-5000 с импульсным сбором данных учета от счетчиков (каждая такая система позволяла подключать до 64 счетчиков-датчиков). В

первую очередь системами оснащались электростанции и крупные подстанции. К 1995 году на 11 объектах (6 электростанциях и 5 подстанциях) было установлено 16 систем ЦТ-5000, собиравших данные учета в общей сложности с 300 счетчиков. Все системы работали на

объектах локально, дистанционная передача данных на верхний уровень АСКУЭ отсутствовала.

В1994-1995гг. была сформулирована концепция АСКУЭ и произведена закупка 500

шт. электронных счетчиков с импульсными выходами концерна “Энергомера”. Уже тогда Тульская энергосистема стала одним из лидеров в области создания АСКУЭ, соревнуясь в этом отношении с Московской и Рязанской энергосистемами. В 1996 г. в энергосистеме была создана группа АСКУЭ и получена на ЭВМ дистанционно первая информация с удаленных систем учета по выделенным (100 бод) и коммутируемым (450 бод) каналам (для сравнения,

подобные работы в Гродненской энергосистеме Беларуси были проведены еще в 1986 г. на базе систем ИИСЭ3-64). Установленная в тот период техника учета не отличалась надежностью (в частности, сбои давали фотодатчики в индукционных счетчиках, особенно

впомещениях с люминесцентными лампами), постоянно “зависали” ЦТ-5000 и поэтому 95%

времени группа АСКУЭ тратила на устранение неполадок в оборудовании.

В1996 г. было принято решение о замене техники на более надежную, для чего выбрали сетевой индустриальный контроллер СИКОН-С1 владимирской фирмы

“Системы и технологии”. Такой выбор оказался удачным, и владимирская фирма на долгие годы стала постоянным партнером Тульской энергосистемы в области АСКУЭтехнологии. В 1997-1998 гг. в рамках АСКУЭ была произведена полная замена систем ЦТ5000 и парка индукционных счетчиков электронными с импульсными выходами. В 1998

г. перед группой АСКУЭ была поставлена задача подготовки системы для коммерческого учета по зонным тарифам и выхода на ФОРЭМ. С этой целью была сдана в опытную эксплуатацию первая очередь системы “Пирамида”, построенной на средствах сбора и программном обеспечении владимирской фирмы и охватывавшая учетом 16 переточных подстанций энергосистемы. Уже в 4-ом квартале 1998 г. покупка электроэнергии по зонным тарифам принесла энергосистеме прибыль в 10 млн. руб., что полностью окупило все затраты на внедрение первой очереди “Пирамиды”. За 1999 г. экономия средств с помощью АСКУЭ составила 140 млн. руб.

За истекшие 6 лет было произведено шесть модернизаций АСКУЭ АО “Тулэнерго”,

позволивших вначале получить баланс электроэнергии по периметру АО-энерго, затем

баланс совместно с выработкой электроэнергии собственными электростанциями, баланс межсистемных перетоков по четырем ПЭСам энергосистемы, полезный отпуск электроэнергии крупным потребителям и оптовым перепродавцам (городским электросетям). Первые пять модернизаций закрыли учетом энергопотребление по области на 80%. В 2003 году, во время последней модернизации, была поставлена задача выхода с АСКУЭ на конкурентный рынок и биржевые торги, проводимые некоммерческим партнерством "Администратор торговой системы" (НП "АТС"), для чего потребовалось дооснастить учетом 33 подстанции (часть из них ранее была оснащена АСКУЭ только на 50%, а другие - отпаячные подстанции – вообще были вне учета).

Сегодня предстоит провести очередную, седьмую модернизацию АСКУЭ, обусловленную новыми требованиями НП “АТС”, в соответствии с которыми для коммерческого учета на конкурентном оптовом рынке необходимо использовать только

электронные счетчики с цифровыми интерфейсами и обеспечить сбор данных учета в получасовом интервале (ранее такой сбор осуществлялся в суточном интервале). Пока же вся АСКУЭ АО “Тулэнерго”, включающая в общей сложности более ста тридцати объектов (электростанций, подстанций, потребителей) и 2,5 тыс. счетчиков, построена на

принципах импульсного сбора данных учета (заметим, что на этих же принципах работают сегодня АСКУЭ почти всех российских энергосистем). Предстоит массово менять электронные счетчики и контроллеры на средства учета с цифровыми интерфейсами. Планируется замена СИКОН-С1 на СИКОН-С10 и СИКОН-С50, имеющих развитые цифровые интерфейсы и способные работать по ним с различными типами электронных счетчиков, как российских, так и зарубежных.

АСКУЭ АО “Тулэнерго” использует для дистанционного сбора данных с объектов учета различные каналы связи: 100-бодовые каналы ВЧ-связи, физические линии, выделенные и коммутируемые телефонные каналы, радиоканалы аналоговой сотовой связи NMT-450 (оператор СОТЕЛ) и радиоканалы цифровой сотовой связи GSM-900 (оператор МТС). Технология GPRS (пакетная цифровая передача данных) в области пока отсутствует. Проблема создания каналов связи для АСКУЭ стояла и стоит остро до сегодняшнего дня, так как многие объекты учета не имеют с собой никакой связи. Подсчитано, что создание 300бодового канала ВЧ-связи по ЛЭП 110 или 35 кВ обходится в 1,5 млн. руб. Значительно дешевле выглядит сотовая связь (основные затраты идут на антенно-фидерное хозяйство) – 300 тыс. руб. на линию. Абонентская месячная плата АО-энерго за сбор данных с 70 объектов в сети СОТЕЛ составляет 32 тыс. руб., а с 30 объектов сети МТС – 3500 руб.

Синхронизация времени в АСКУЭ обеспечивается по каналам связи через маршрутизатор ИКМ владимирской фирмы “”Системы и технологии", к которому подключаются часы точного времени ИВЧ1 (производство г. Зеленоград, Московская область). При скорости 9600 бод передачи сигнала точного времени по сети рассинхронизация достигает доли секунды, а при 100 бод – 2-3 секунды. Максимальная разбежка во времени между элементами АСКУЭ наблюдалась в 5-7 сек за год. Сбор данных осуществляется в ночное время (собираются суточные получасовые графики за предыдущие сутки) и в часы максимума нагрузки энергосистемы. Сбор производится одновременно со всех объектов АСКУЭ в базу данных InterBase сервера отдела АСКУЭ АО-энерго. Рассматривается возможность установки СУБД ORACLE, так как на старой базе замечается замедление обработки с ростом количества точек учета. Пользователями информации АСКУЭ АО “Тулэнерго” являются департамент транспорта электроэнергии, энергосбыт и ПЭСы (в каждом предприятии свой диспетчер ведет режимы подстанций 110 кВ и ниже)

АО-энерго, сторонние потребители (на возмездной договорной основе) и РДУ - филиал системного оператора оптового рынка электроэнергии по Тульской области (выделился из ОДУ в 2002 г.). Последнему ежесуточно передается по отдельному каналу связи, по каждому из 86 узлов коммерческого учета, порядка 750 цифр данных учета.

При создании АСКУЭ крупных промышленных потребителей в до рыночные времена АО-энерго входило в долю с предприятием по затратам на АСКУЭ. При этом предприятия,

сделав АСКУЭ, получали возможность экономии на заявленной мощности до 20-25% от ее величины (за счет снижения резерва до 1% и менее). Созданные АСКУЭ сразу переводили

отношения между потребителем и энергосистемой на новый уровень – уровень добросовестных, без обмана отношений. Для стимулирования процесса создания АСКУЭ энергосбыт использовал жесткий контроль за перебором заявленной мощности, “ловил” предприятие на переборах, взимал штрафы и тем самым “агитировал” за АСКУЭ. С появлением возможности выхода крупных предприятий на оптовый рынок электроэнергии, создание АСКУЭ стало полностью проблемой самого предприятия, которое за свои средства должно было обеспечить канал связи и прием данных учета в энергосистеме. Взамен предприятие получало возможность закупать электроэнергию на рынке по выгодным ценам. Требования к АСКУЭ потребителя формируются, с одной стороны, АО-энерго, а, с другой стороны, системным оператором оптового рынка (это прежде всего требования передачи получасовых или часовых мощностей).

В 2002г. АО-энерго отказалось от дальнейшего развития собственных каналов по ВЧсвязи в пользу сотовых каналов, которые обеспечивали устойчивую связь на скорости 4800

бод (на скорости 9600 бод связь была менее устойчивой). Были рассмотрены возможности использования спутниковой связи, которая требует затрат на один терминал от 1,5 до 5 тыс. долларов и платы на уровне 0,2 доллара за минуту передачи данных. Выяснилось, что спутниковая связь экономически оправдывает себя на расстояниях более 1000 км, а на менее дальних слишком дорога. Наиболее перспективными направлениями в развитии связи оказалось наращивание сотовой связи у оператора МТС и организация собственной сети сотовой связи с передачей данных в сотах со скоростью 28800 бод и 2-10 Мбит/с между сотами, используя для этого оптоволоконные каналы связи или широкополосную радиосвязь в диапазоне 2,4 ГГц и выше (с увеличением частоты уменьшается расстояние и растет количество базовых станций). Во всех точках сети должен быть обеспечен единый стык Ethernet. Собственная сотовая связь потребует установки 20 базовых станций с радиусом связи, в зависимости от рельефа местности, до 30 км (на первом этапе для покрытия наиболее плотных зон абонентов будет достаточно 10 станций). Сеть связи предполагается использовать не только для передачи данных АСКУЭ, но и для передачи голоса (IPтелефония), телемеханики и цифровых данных корпоративных локальных сетей. В АОэнерго объявлен тендер на такую комбинированную сеть (проект, работы и оборудование), на который поступили от нескольких фирм предложения в диапазоне стоимости от 56 до 900 млн. руб.

Закупка оборудования на АСКУЭ в АО-энерго производится, как правило, на внеконкурсной основе, так как это оборудование должно удовлетворять требованиям уже работающей АСКУЭ, обеспечивая полную совместимость с действующим оборудованием по интерфейсам и протоколам обмена. Особенно строго АО-энерго подходит к отбору счетчиков. Анализ и испытания счетчиков ряда изготовителей показал, что одним из

лучших по отношению функция/цена оказался счетчик СЭТ-4ТМ.02 ФГУП "Нижегородский завод им. М.В.Фрунзе" (вслед за ним идет счетчик Меркурий 230

московской фирмы Инкотекс, хотя к нему есть претензии по конструктиву). Счетчики

АББ ВЭИ Метроника не рассматривались из-за дороговизны, закрытости и неудобств протокола (ранее в АО “Рязаньэнерго” их сняли с межсистемных перетоков). По мнению специалистов АО-энерго, многотарифные счетчики в АСКУЭ оптового рынка не нужны,

так как основной коммерческой информацией является получасовой (или часовой) суточный график нагрузки в точке учета.

В Тульской области находятся более 360 тыс. бытовых потребителей. Для них действует программа замены индукционных счетчиков электронными за период в 10 лет с расходованием на эти цели ежегодно 25 млн. рублей. За последние 2,5 года осуществлена замена более 20% счетчиков. Такая замена позволяет повысить точность учета, особенно при низких нагрузках потребителей, а, главное, усилить борьбу с хищениями энергии. В отдельных случаях при замене счетчиков наблюдалось повышение платы за электроэнергию