Г.А.Л._Изб. раб. по АСКУЭ

в 10 и более раз, что свидетельствует о том, что по индукционным счетчикам шло хищение электроэнергии, а к новым электронным счетчика “умельцы” пока еще не нашли “ключик”. Создание АСКУЭ-быт, по мнению энергетиков, пока нецелесообразно из-за большого срока окупаемости – более 20 лет (следует учитывать то, что население области потребляет менее 5% электроэнергии и платит за нее ниже себестоимости из-за перекрестного субсидирования).

Справка

Тульская энергосистема

Тульская энергосистема “родилась” в 1959 году, выделившись из Московской энергосистемы и став самостоятельной структурной единицей в ЕЭС СССР. Ныне АО “Тулэнерго” обеспечивает энергоснабжение 1,9 млн. человек Тульской области на территории 26 тыс. кв. км и содержит в своем составе пять электростанций суммарной установленной мощности 1078 МВт: две ГРЭС (Щекинскую на 420 МВт и Новомосковскую на 281 МВт) и три ТЭЦ (Ефремовскую на 170 МВт, Алексинскую на 102 МВт и Первомайскую на 105 МВт). В составе энергосистемы находятся четыре предприятия электрических сетей (ПЭС) и 26 района электрических сетей (РЭС) с общим объемом оборудования в 110 тыс. условных единиц. Тепловые сети отсутствуют (отпуск тепла потребителям осуществляется непосредственно с тепловых коллекторов ТЭЦ).

Тульская энергосистема находится в центре ОЭС России в окружении пяти других энергосистем-соседей: на севере Московской (14817 МВт, пл. 48 тыс. кв. км, население 15,4 млн. чел.), на западе Калужской (6 МВт, пл. 30 тыс. кв. км, население 1,1 млн. чел.), на югозападе Орловской (342 МВт, пл. 25 тыс. кв. км, население 0,9 млн. чел.), на юго-востоке Липецкой (553,5 МВт. Пл. 24 тыс. кв. км, население 1,2 млн. чел.) и на востоке Рязанской (2820 МВт, пл. 40 тыс. кв. км, население 1,3 млн. чел.). Ранее в Тульскую энергосистему входила Черепетская ГРЭС (1425 МВт), размещенная на территории области, но с 1991 года она отошла на федеральный уровень.

Тульская энергосистема ежегодно поставляет в область более 7 млрд. кВт.ч электроэнергии, из которых полезный отпуск для 368,6 тыс. потребителей составил по данным за 2003г. 6,65 млрд. кВт.ч на сумму 6,6 млрд. руб. (в среднем цена 1 кВт.ч составляет для потребителей 1 рубль, или 3,5 цента). В 1-ом квартале 2004г. 51% электроэнергии поступил в энергосистему с оптового рынка, 41% - от собственных электростанций (удельный расход топлива на производство электроэнергии составляет в среднем 382 г/кВт.ч и на производство тепла 144 кг/Гкал) и 8% - от блок-станций. Промышленность потребляет около 50% (в рублях 58,7%), оптовые потребители-перепродавцы (ОПП) – 26,6% (в рублях 18,2%), бюджетные потребители – 7% (в рублях 8,2%), ЖКХ – 5,2% (в рублях 6,1%), население 4,4% (в рублях 2,4%), сельское хозяйство – 4,2% (в рублях 3,1%). Отсюда очевидно существование перекрестного субсидирования между промышленными потребителями, с одной стороны, и населением и сельским хозяйством, с другой. Поэтому крупные потребители, стараясь сбросить груз перекрестного субсидирования, уходят на ФОРЭМ. РАО ЕЭС разработало концепцию, согласно которой бремя перекрестного субсидирования, пока оно существует, будут нести все потребители, независимо от того, вышли они на ФОРЭМ или нет. Дебиторская задолженность потребителей за 1 квартал 2004г. выросла на 519 млн. руб. и составила 1,1 млрд. руб. Оплата энергии в 1 квартале

2004г. составила 82% (основные неплатежи со стороны предприятий ЖКХ - их долг составил 547 млрд. руб).

Основными потребителями в области являются предприятия с непрерывным технологическим циклом (химические, металлургические), к которым, в частности, относятся самые крупные промышленные потребители области – Новомосковский “Азот” (200 МВт), Щекинский “Азот” (120 МВт) и Ефремовский завод синтетического каучука (35 МВт). Потребители этого типа на 80% определяют вид графика нагрузки энергосистемы,

который близок к равномерному,: при пике в 1450 МВт, причем, утренние и вечерние пики, а также дневной провал практически совпадают , ночной провал не ниже 1200 МВт (коэффициент неравномерности нагрузки 82%). В силу равномерности графика нагрузки перед энергосистемой не стоит остро вопрос о регулировании нагрузки посредством многоставочных тарифов. Для промышленности действуют одноставочные и двухставочные тарифы, а для населения – только одноставочные (в других соседних энергосистемах меню тарифов более разнообразно).

Уставной капитал ОАО “Тулэнерго” составляет 1 млрд. 566 млн. руб. и состоит только из обыкновенных акций номиналом 1 рубль. РАЭ ЕЭС принадлежит 49% акций предприятия. Акции в 4 раза дешевле стоимости основных фондов, которые оцениваются в 6 млрд.рублей. Планами капитального строительства и техперевооружения на 2004 год предусмотрено освоение капитальных вложений в объеме 409 млн. руб. Около 70% закупок для их выполнения предполагается провести через конкурсы как наиболее эффективный способ оптимизации затрат.

Справка о публикации

Статья опубликована в журналах

Энергетика и ТЭК, №10,2004 (Беларусь) Новости электротехники, № 4,2004 (Россия)

Приложение

УСПД СИКОН-10 и электронный 3-фазный электросчетчик СЭТ-4ТМ.02

(фото автора)

ОБ УКРАИНСКОМ ОПЫТЕ АВТОМАТИЗАЦИИ КОММЕРЧЕСКОГО ЭНЕРГОУЧЕТА НА ОПТОВОМ РЫНКЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

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

В августе 2004 года Харькову исполняется 350 лет. В марте этого года делегация представителей концерна “Белэнерго” по приглашению фирмы “Хартэп” посетила г.Харьков, побывала на диспетчерском центре Северной энергосистемы НЭК “Укрэнерго”, в техническом центре энергосбыта АК “Харьковоблэнерго” и ознакомилась с разработками и внедрениями фирмы “Хартэп” в области автоматизации диспетчетчерского и технологического управления, а также создания коммерческих АСКУЭ украинского оптового рынка электроэнергии на примере АК “Харьковоблэнерго” и других субъектов рынка.

Харьков удален от Минска всего на тысячу километров, но жизнь в этом городе течет совершенно по иному сценарию, чем у нас в Беларуси. Когда-то Харьков был столицей советской Украины (1917-1934гг.), крупнейшим промышленным, культурным и научно-

техническим центром СССР. Здесь на полную мощность работали сотни крупных энергетических, машиностроительных, авиационных, ракетнокосмических, транспортных, сельскохозяйственных, химических, строительных, пищевых и других производственных и проектных организаций. Достаточно вспомнить такие известные заводы, как транспортного машиностроения им. В.А.Малышева и тракторный им. С.Орджоникидзе, на которых в общей сложности трудились около ста пятидесяти тысяч человек. А городе действовало более 30 средних специальных и 24 высших учебных заведений.

Ныне, после распада СССР и развала всесоюзной экономической кооперации, а также проведения на Украине активных и глобальных процессов приватизации, от былого производственного и научно-технического величия Харькова мало что осталось. Те немногие производства, которые сумели сохраниться хотя бы в остатке, перебиваются случайными заказами и не могут обеспечить занятость и достойную оплату своим согражданам, а новые производства только начинают зарождаться. Меня поразил график электропотребления Харьковской области, который мы увидели в энергосбыте: мощность ночного потребления составляла около 700 МВт, а дневного - всего 900 МВт, т.е. дневной рост не достигал и 30% (для сравнения в Беларуси этот процентный показатель в 2 раза выше). Такой

выровненный график явился не следствием регулирования нагрузки потребителей с помощью тарифных систем, а обусловлен резким спадом промышленного производства

– основного потребителя дневной мощности. Если в Беларуси в настоящее время промышленность потребляет около 60% электроэнергии, а быт – 20%, то в харьковской области эти показатели действуют с точностью наоборот (справедливости ради следует отметить, что в ряде южных регионов Украины, где сосредоточены мощные производства, ситуация с электропотреблением аналогична нашей).

На Украине нагрузка потребителей покрывается в базовом режиме на 35% за счет электроэнергии атомных электростанций, а регулирующие мощности (ГЭС и ГАЭС)

дефицитны. Поэтому, несмотря на спад промышленной нагрузки, для Украины актуальны вопросы регулирования графиков энергосистем за счет тарифных систем. Для промышленности и быта установлены три тарифных сезона (зимне-осенний, весенне-

осенний, весенне-летний), а для каждого сезона – тарифные зоны (3-зонные - пик, полупик,

ночь или 2-зонные – день, ночь). Для промышленности тарифные коэффициенты имеют соответственно значения (1,8 - 1,02 - 0,25) и (1,8 - 0,4), а для быта – (1,5 – 1 - 0,4) и (1 - 0,7).

Заметим, что для 3-зонных промышленных тарифов разница между стоимостью пиковой и ночной энергией достигает 7,2 раза (для сравнения, в Беларуси – всего 2,7 раза, что делает

ночную энергию не столь привлекательной для потребителей). Низкая стоимость ночной электроэнергии на Украине обусловлена большой долей АЭС, мощность энергоблоков которых невозможно регулировать в ночное время (вспомните швейцарцев, которые ночью покупают дешевую электроэнергию французских АЭС, используя ее для насосной закачки воды в аккумулирующие водохранилища своих альпийских ГАЭС, а днем продают тем же французам пиковую энергию с этих ГАЭС с хорошей прибылью – см. “Энергетика и ТЭК”, №3,2004).

Реструктуризация и приватизация всех объектов хозяйствования коснулась на Украине и такого монополиста, как единая энергосистема. В основу преобразования

энергосистемы был положен опыт Великобритании с ее вертикальным и функциональным разделением энергосистемы на генерацию, передачу, распределение и сбыт. В соответствии с этой моделью на Украине выделена из областных энергосистем

Национальная энергетическая компания НЭК “Укрэнерго”, которая стала собственником всех магистральных линий и подстанций напряжением 220 кВ и выше. Эта компания имеет несколько региональных филиалов, в частности, Северную энергосистему, которая охватывает магистральные сети трех северных областей – Харьковской, Полтавской и Сумской. То, что осталось в областных энергосистемах после выделения части, отошедшей к НЭК, стало собственностью акционерных компаний - облэнерго, в частности, АК “Харьковоблэнерго”. Основные функции облэнерго – распределение и надежное снабжение потребителей электроэнергией, покупаемой с всеукраинского оптового рынка, и сбор платежей с потребителей за потребленную электроэнергию.

Другими участниками оптового рынка электроэнергии являются 7 генерирующих компаний на материке – АО “Центроэнерго”, “Востокэнерго”, “Западэнерго”, “Днепроэнерго”, “Днепрогидроэнерго”, “Днестрогидроэнерго” и “Атомэнерго” и на Крымском полуострове – АО “Крымэнерго”. Кроме того, на оптовом рынке действуют независимые производители и поставщики электроэнергии, а также крупные потребители. Все операции на оптовом рынке проводятся через государственную компанию ГП

“Энергорынок”, а тарифы регулируются НКРЭ - национальной комиссией по регулированию электроэнергетики. ГП “Энергорынок” аккумулирует и распределяет финансовые потоки оптового рынка, осуществляя взимание платы с покупателей электроэнергии и производя оплату товара генерирующим компаниям и услуг НЭК по передаче электроэнергии оптовым покупателям.

Беседы с энергетиками Северной энергосистемы и АК “Харьковоблэнерго” относительно эффективности проведенной реструктуризации выявили их отрицательное отношение к реформе отрасли. Опытные энергетики отмечали, что в условиях спада

потребления и массового снижения платежей за электроэнергию со стороны различных групп потребителей, в разделенной на части по различным собственникам энергосистеме резко снижаются возможности для инвестиций, эффективного маневра финансами и поддержания должной надежности энергоснабжения. По их мнению, для интегрированных компаний все эти вопросы решать несравненно проще и легче, а известный

тезис о неэффективности монополии и необходимости создания в электроэнергетике конкуренции может быть реализован не только и не столько на основе вертикального, функционального разделения отрасли, но и другим, возможно, более действенным путем – горизонтальной конкуренцией между интегрированными компаниями. Аналогичный опыт имеется в ряде развитых стран, в частности, в Германии и США.

Надо понимать, что рынок электроэнергии может работать только в том случае,

когда товар, т.е. электроэнергия, учитывается точно, достоверно и оперативно по всем границам раздела участников рынка – генерирующим компаниям, энергосистемам НЭК, облэнерго и потребителям. Без коммерческих АСКУЭ оптового рынка, которые давали бы данные коммерческого учета заинтересованным участникам процесса купли-продажи электроэнергии, рынок не способен функционировать. Поэтому необходимым условием выхода участника на украинский оптовый рынок электроэнергии является создание своей

коммерческой АСКУЭ в соответствии с требованиями “Концепции построения

автоматизированных систем коммерческого учета электроэнергии в условиях энергорынка” от 27.03.1997г., а также таких документов, как “Инструкция о порядке коммерческого учета электроэнергии” и “Технических и организационных требованиях к

построению автоматизированных систем учета электрической энергии на объектах НЭК “Укрэнерго” от 29.03.2000г.

Следует заметить, что все эти документы предоставляют участнику рынка достаточно большую свободу в выборе реализации АСКУЭ, что на практике приводит в созданию на энергообъектах “зоопарка” технических средств. В частности, на отдельных подстанциях, являющихся переточными одновременно для нескольких облэнерго, соседствуют в АСКУЭ сразу 3-5 или более типов электронных счетчиков с различными интерфейсами и

протоколами передачи данных (каждый тип поставлен независимым собственником учета

– своим облэнерго). Поэтому для фирм, которые создают те или иные АСКУЭ по заказу участников рынка возникают далеко не тривиальные вопросы интеграции разнородных первичных средств учета в единую АСКУЭ.

На Украине имеется много фирм - системных интеграторов, которые предлагают свои услуги в создании коммерческих АСКУЭ для оптового рынка, но мало таких организаций, которые могли бы сделать масштабные АСКУЭ в сжатые сроки, “под ключ”, причем с максимальной адаптацией решений под особенности и запросы заказчика. Одной из таких продвинутых фирм является ООО “Хартэп”, которая с 2000 г. входит в состав харьковской корпорации “МАСТ-ИПРА”, созданной в 1993г. Основой “Хартэп” стал высокопрофессиональный коллектив опытных электронщиков и программистов, выходцев из АО “Хартрон”, где они занимались разработкой систем управления для аэрокосмической и военной промышленности бывшего СССР, в частности, создавали системы управления для комплексов “Энергия - Буран” и стратегических ракет СС-20 (“Сатана”).

С исчезновением военных заказов наиболее активные специалисты переключились на решения задач автоматизации для энергетики. В настоящее время коллектив “Хартэп” содержит свыше 120 специалистов, в том числе 60 программистов и 30 конструкторов, которые в своей работе сочетают сплав умудренного опыта и дерзновенной молодости. За плечами фирмы-интегратора около трех десятков внедренных и текущих проектов в области создания разномасштабных автоматизированных систем диспетчерского и технологического управления, локальных и корпоративных вычислительных и биллинговых систем, АСКУЭ коммерческого и технического учета для субъектов оптового рынка электроэнергии и других систем. Основные работы “Хартэп” выполнены на Украине, но в последние год-два фирма вышла на международный уровень, выполнив внедрение в Казахстане и предлагая свои услуги на международных тендерах.

Примечателен подход “Хартэп” к созданию коммерческих АСКУЭ оптового рынка электроэнергии. Одна из крупнейших АСКУЭ, включающая более сотни

электронных счетчиков с цифровыми интерфейсами для коммерческого учета и около двух сотен счетчиков с импульсными выходами для технического учета, создана фирмой для АК “Харьковоблэнерго”. Основным элементом АСКУЭ, позволяющим интегрировать на локальном уровне системы учета и электросчетчики разных изготовителей с различными протоколами является коммуникационный модуль (КМ; см. фото). Он построен на базе стандартного промышленного компьютера типа РС, серия 104 (аналог Pentium 166 МГц) с операционной системой Windows NT, который позволяет собирать данные по цифровым интерфейсам с электросчетчиков типа “АЛЬФА”, “ЕвроАЛЬФА” фирмы “Эльстер Метроника”, “Облик” днепропетровского изготовителя, “Энергия-9” одесской фирмы

“Телекарт-Прибор”, “Z.B” и “Z.D” фирмы “Лэндис и Гир”, SL7000 киевской фирмы

“AcTaris” (аналог фирмы Шлюмберже). В перспективе подключение счетчика “Argo” киевского изготовителя, LZQM литовской фирмы “Elgama Electronica”) и любого другого счетчика с открытым протоколом, который выберет потенциальный заказчик.

КМ поддерживает связь с верхним уровнем АСКУЭ по интерфейсам RS-232, RS-485, Ethernet 100 base-TX с использованием протокола транспортного уровня ТСР/IP и стандартных протоколов МЭК 1107+, HTTP. Применение в составе программного обеспечения стандартных системных средств позволяет использовать с верхнего уровня АСКУЭ доступ к данным учета в КМ с применением WEB-технологий. Примечательно, что доступ может быть организован как к необработанной базе данных в КМ, так и транзитом к базе данных самого счетчика, причем через один и тот же КМ доступ последовательно может быть выполнен к счетчикам с разными протоколами обмена по цифровому интерфейсу. На верхнем уровне АСКУЭ используется сервер-сборщик данных в базу данных ORACLE и сервер-обработчик данных (возможно совмещение этих функций в одном сервере). Такая структура АСКУЭ отличается высокой гибкостью и масштабированием как по количеству объектов и точек учета, так и по количеству функций. Открытость АСКУЭ для различных первичных средств учета (электросчетчиков и локальных систем) делает рассмотренное решение особенно привлекательным для тех энергосистем и субъектов рынка электроэнергии, в которых предыстория создания АСКУЭ имеет не нулевой уровень.

Справка

Статья опубликована в журналах:

Энергетика и ТЭК, № 5,2004 (Беларусь) Электрические сети и системы, № 6,2005 (Украина)

Приложение.

Коммуникационный модуль КМ-64 для АСКУЭ (фото автора)

УНИКАЛЬНАЯ АСКУЭ РУП “ПО БЕЛАРУСЬКАЛИЙ”

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

1 апреля 2005 года на РУП "ПО Беларуськалий" вошла в промышленную эксплуатацию самая масштабная и уникальная АСКУЭ среди аналогичных систем промышленных предприятий республики Беларусь и, не исключено, всех стран СНГ.

Эта АСКУЭ объединяет на сегодня 320 электронных двухэлементных электросчетчиков “ЕвроАльфа” классов 0,5S и 1,0, установленных на подстанциях четырех рудников предприятия, дистанционный сбор данных с которых производится в трехминутном цикле через 100-мегабитную оптоволоконную сеть Ethernet в центр сбора данных, расположенный в 17-этажном здании управления РУП “Беларуськалий” в центре г. Солигорска. Из указанного количества 56 счетчиков используются для коммерческого учета, в том числе 34 для учета по вводам 110 кВ и 22 для учета по субабонентам, а остальные – для технического учета. В ближайшие год-два планируется расширение АСКУЭ еще на 200 счетчиков технического учета.

Рудники и фабрики комбината запитывается от энергосистемы по глубоким вводам 110 кВ через главные понизительные подстанции ГПП 110/6,3 кВ, на низшей стороне силовых трансформаторов которых и установлены коммерческие счетчики. Счетчики подключены своими цифровыми дуплексными интерфейсами RS-422 через DE-серверы

(многопортовые преобразователи интерфейса RS-422 в порт Ethernet) к коммутаторам сети Ethernet и далее через медиа конверторы (преобразуют электрический сигнал сети в световой для передачи его по оптоволокну) непосредственно в оптоволоконную сеть,

которая связывает воедино удаленные рудники (удаление от 5 км для первого рудоуправления до 15 км для четвертого) с центром сбора данных в управлении комбината. В отдельных фрагментах оптоволоконной сети сбора используются вставки из 10-

мегабитного RadioEthernet.

В вычислительном центре управления комбината для АСКУЭ установлены четыре коммуникационных сервера (каждый сервер осуществляет сбор данных со счетчиков соответствующего рудоуправления), расчетный сервер, который осуществляет обработку (группирование) данных учета, и сервер СУБД Oracle версии 8i. Все серверы работают как клиенты для СУБД. Коммуникационные и расчетные серверы работают под операционной системой Windows 2000, а сервер СУБД - под Lunix. Доступ к данным центра обработки АСКУЭ с рабочих станций сети производится через клиентские программные комплексы «Альфа-ЦЕНТР SE». Установлено свыше 30 таких комплексов у пользователей информацией АСКУЭ – энергетиков, диспетчеров, специалистов. Доступ к данным каждого счетчика, подключенного к АСКУЭ, производится по протоколу транспортного уровня TCP/IP сети Ethernet через IP–адреса DE-серверов. Синхронизация серверов, а по ним и синхронизация счетчиков, осуществляется из сетевого источника в Интернете. Расхождение времени между отдельными счетчиками и элементами АСКУЭ не превышает 5 секунд.

Современная коммерческая АСКУЭ должна обладать возможностью дистанционной передачи данных коммерческого учета в энергоснабжающую, или энергосбытовую организацию. В данной АСКУЭ предусмотрена такая возможность. Для передачи данных коммерческого учета непосредственно в отделение энергосбыта РУП “Минскэнерго”, расположенного в 133 км от Солигорска, используется арендованный канал РУП «Белтелекома» в его сотовой сети CDMA, позволяющей использовать режим пакетной передачи данных GPRS. Для просмотра данных в энергосбыте используется обычное клиентское программное обеспечение «Альфа-ЦЕНТР».

Уникальность рассматриваемой АСКУЭ предприятия заключается, во-первых, в ее

масштабности – 320 электронных электросчетчиков с перспективой расширения до

500-600 счетчиков, и распределенности – сбор со счетчиков, расположенных на площади в десятки квадратных километров, во-вторых, в принципиальном использовании для коммерческого и технического учета однотипных счетчиков с цифровыми интерфейсами

(счетчики с числоимпульсным сбором данных учета в системе принципиально не используются), в-третьих, в использовании оптоволоконной сети Ethernet для дистанционного сбора данных со всех счетчиков, в-четвертых, в сетевой “клиент-сервер” структуре доступа к данным учета любого потребителя, в-пятых, в работе в режиме реального времени с 3-минутным циклом сбора данных учета, что позволяет контролировать и прогнозировать прохождение получасовых мощностей в часы пика энергосистемы или в часы ее режимных ограничений. На создание АСКУЭ были потрачены значительные средства, но экономисты предприятия полагают, что система окупится менее чем за год. Дело в том, что заявленная мощность предприятия составляет более 190 МВт, что требует только для оплаты этой мощности более одного миллиона долларов ежемесячно, и экономия в пять процентов на заявленной мощности позволит окупить затраты в планируемые сроки.

Дополнительные эффекты от АСКУЭ образуются за счет сведения балансов подстанций предприятия (точность балансов сравнима с точностью счетчиков), выявления небалансов, непроизводительных потерь и их устранения. Еще один дополнительный источник экономии, принципиально невозможный в отсутствие АСКУЭ, - управление режимами электропотребления с целью снижения потребления в часы пика и увеличения его во внепиковое время. В условиях горнорудной промышленности с ее принципиально асинхронным и опасным характером деятельности, регулирование нагрузки затруднено, но все же возможно, например, за счет продуманного использования ремонтных смен при четырехсменной производственной деятельности, а также за счет временного управления проходкой лав.

Анализ рассматриваемой АСКУЭ позволяет выявить помимо несомненных ее достоинств и узкие места. Так сбор данных в сети с каждого счетчика производится со скоростью 9600 бод. Протоколы счетчиков “ЕвроАльфа” изначально не предназначались для оперативного доступа к данным счетчика и поэтому отличаются, образно говоря, “неповоротливостью” - установление соединения с каждым счетчиком и сбор данных с него

всреднем занимает 30-40 секунд на указанной скорости. Если ставится задача сбора данных

всети за 3 минуты, то очевидно, что к одному DE-серверу можно подключать не более четырех счетчиков, а сбор со всех DE-серверов (а их более сотни) в сети должен быть организован одновременно.

На предприятии эта проблема решена за счет использования четырех коммуникационных серверов (явная избыточность, вызванная “заторможенными” особенностями протоколов счетчиков). Можно высказать ряд замечаний и к клиентскому программному обеспечению «Альфа-ЦЕНТР», которое отличается функциональной перенасыщенностью экранных форм и ограниченными возможностями в графическом представлении профилей нагрузок (например, отсутствуют возможности изучения профилей различных групп на фоне друг друга) и других графиков нагрузки (декадных,

квартальных, годовых и т.п.), а также трудностями их вывода на печать из ряда экранных форм.

Согласно требованиям правил приборного учета, действующим в республике, для коммерческого учета электроэнергии на предприятиях, имеющих более одного питающего ввода, для определения совмещенной мощности предприятия должно использоваться

метрологически аттестованное устройство, каковым сервера не являются (ведь сейчас все совмещенные мощности по предприятию и его субабонентам рассчитывает именно сервер на основе данных учета из СУБД), несмотря на сертификацию программного обеспечения. Поэтому на предприятии планируется модернизация коммерческого учета за

счет установки такого аттестованного специализированного устройства – RTU-327 СПООО “Эльстер Метроника”, к которому будут подключены все 56 счетчиков коммерческого учета.

Автор благодарит начальника отдела АСУП РУП “ПО Беларуськалий” Лемещенко Валерия и его заместителя Сысуновича Евгения за предоставленную возможность ознакомиться с АСКУЭ предприятия, созданную при их активном участии, а также посетить подземные разработки калийных удобрений.

Справка

РУП “ПО Беларуськалий”

РУП “ПО Беларуськалий” (ранее Солигорский калийный комбинат) - один из крупнейших в мире и самый крупный на территории СНГ производитель и поставщик калийных минеральных удобрений. Является градообразующим предприятием г. Солигорска, расположенного в 133 км к югу от Минска на берегу Солигорского водохранилища. Из ста тысяч населения города на комбинате работают более двадцати тысяч жителей. Комбинат построен на Старобинском месторождении калийных солей, которое открыто в 1949 году, имеет площадь более 325 кв.км и находится в разработке с 1961 года. Солигорск, как город, ведет свой отсчет с 1963 года.

Формирование месторождения относится к позднему девонскому периоду (360-345 млн. лет до нашей эры), когда в указанных местах плескались соленые воды первобытного моря. В месторождении на глубинах, начиная с 350 метров и до 2000 метров находятся крупные залежи сильвинита – осадочной горной породы, содержащей минерал сильвин

(хлористый калий KCl) и галит (каменная соль, или хлористый натрий NaCl). Мощность залежей составляет 7,8 млрд. т руды с содержанием до 15 процентов калия, в пересчете на К2О (заметим, что мировые запасы калийных солей оцениваются в 50 млрд.т). На комбинате действуют четыре рудника со своими рудоуправлениями, но готовится к разработке и пятый рудник. На каждом руднике вскрыты уже от трех до четырех горизонтов, в которых ведется разработка лав толщиной от 0,5 до 3 метров и площадью в десятки квадратных километров. Горизонтальные штреки отходят от стволов рудников на 10-15 км, так что передвигаться в этих подземных магистралях можно только с помощью дизельного автотранспорта.

РУП “Беларуськалий” занимает третье место в мире среди восьми крупнейших компаний – добытчиков калийных удобрений, и в мировом объеме реализации его доля достигает 13,7 процентов. В 2004 году предприятие произвело 7,6 млн. т калийных удобрений (в пересчете на К2О) на сумму свыше 750 млн долл.

Справка по публикации

Статья опубликована в журналах:

Энергетика и ТЭК, №8,2005 (Беларусь) Электрические сети и системы, № 3,2005 (Украина) Промышленная энергетика, №12, 2005 (Россия)

Электрика, №5, 2006 (Россия)

Фотоприложение из Солигорска

(фото автора).

Электронные электросчетчики ЕвроАльфа (составная часть АСКУЭ) на

подстанции одного из рудоуправлений Беларускалия