Г.А.Л._Изб. раб. по АСКУЭ

индукционных счетчиков со сроком эксплуатации 1-3 года, 46% со сроком 4-10 лет и 51% со сроком 11-16 лет. Для однофазных счетчиков эти цифры еще значительнее: 33% для 1-3 года, 56% для 4-10 лет, 64% для 11-16 лет и 97% для 17-21 год.

Необходимо отметить, что погрешность индукционных счетчиков и соответственно потери энергосистем от недоучета электроэнергии у потребителей резко возрастают при падении реальной нагрузки до уровня 5-30% от номинальной, что часто имеет место в действительности. Прежде, в условиях дешевой электроэнергии и общего союзного

государственного “котла” указанным погрешностям не придавалось должного значения

– все списывалось в этот “котел”. С разделением “общего котла” на постсоветском пространстве, возникновением суверенных государств, разграничением собственности и появлением ее новых форм ситуация изменилась. Она усугубилась и резким падением нагрузок у потребителей в связи с многолетним экономическим спадом. Пренебрегать далее таким крупным недостатком индукционных счетчиков стало накладно. В то же время в середине 90-хх годов появились массовые электронные счетчики лишенные этого недостатка

(напомню, что первый электронный счетчик появился в Европе в 1972 г., но тогда он был еще несовершенен и слишком дорог для массового применения).

Наверное, это не единственная причина необходимости замены индукционных счетчиков электронными ?

Совершенно верно. Помимо метрологических недостатков, свойственных индукционным счетчикам, важны их принципиальные функциональные ограничения. В

новых условиях борьбы за снижение энергетических издержек и повышения эффективности электроэнергетики возросла роль экономическим методов и, в частности, тарифных

систем.

Ведь индукционный счетчик с самого начала своего появления был ориентирован на однотарифную систему учета и оплаты за выработанную/потребленную электроэнергию,

т.е. оплаты за электроэнергию, потребленную нарастающим итогом за расчетный период. Такой тариф дает возможность потреблять электроэнергию на одних и тех же условиях независимо от времени суток, праздничных и выходных дней, сезонов года. В

результате естественных человеческих ритмов максимум электропотребления стал стабильно приходиться на период наибольшей активности в утренние (промышленный максимум) и вечерние часы (бытовой максимум) с провалами в ночное время, часы дневного отдыха и в выходные дни. Такая синхронная неравномерность графика нагрузки большого количества потребителей для энергосистемы вылилась в дополнительные

издержки на создание пиковых генерирующих мощностей, покрытие пиковых нагрузок и,

наоборот, разгрузку генерирующих мощностей в часы провалов нагрузки, что привело к дополнительному расходу топлива и повышенному износу энергетического оборудования.

Для разрешения возникших проблем неравномерного графика энергосистем в 1968 г. в

СССР был введен для крупных промышленных предприятий двухставочный тариф с

основной платой за заявленную мощность в часы пиков энергосистемы и дополнительной за электроэнергию. Уже тогда возникла проблема двухтарифного учета на базе индукционных электросчетчиков, которые не были приспособлены для фиксации максимальной мощности. Для расчетов по новым тарифам стали делать специальные системы учета, а в счетчики встраивать импульсные датчики, которые сообщали системе количество оборотов счетчиков, и эти данные далее использовались для расчета мощности. Такие системы учета, получившие позднее название автоматизированных систем учета и контроля энергоресурсов – АСКУЭ во многом сохранились до наших дней в энергосистемах и у ряда крупных потребителей.

Приход на смену индукционным счетчикам электронных принципиально меняет возможности по созданию и использованию различных многотарифных систем для регулирования графика нагрузки энергосистемы при одновременном снижении затрат

пользователя на электроэнергию за счет применения гибких тарифов, учитывающих особенности электропотребления пользователя той иной характерной группы. В этом смысле

электронный счетчик становится полноценной малоканальной системой учета.

Многотарифные системы, основанные на использовании современных многотарифных электронных счетчиков, меняют стиль взаимоотношений энергосистемы и потребителя с административного на экономический, что очень важно в условиях складывающихся конкурентных оптового и розничного рынков электроэнергии.

А что полезного дает использование электронных счетчиков именно с цифровыми интерфейсами?

В нашей Концепции особо подчеркивается, что основа коммерческого учета

электроэнергии должна строиться не просто на электронных счетчиках, но только на счетчиках с хранимой в них базой данных измерения и учета и с доступом к этой базе по цифровым интерфейсам. Импульсный принцип передачи приращений энергии от счетчика (будь это индукционный или электронный счетчик), используемый в большинстве действующих сегодня АСКУЭ, должен быть в перспективе исключен как малодостоверный и ненадежный. Потеря импульсных приращений в процессе передачи их со счетчиков на верхний уровень АСКУЭ практически невосполнима, что снижает точность и достоверность коммерческой информации и обесценивает широкие функциональные возможности электронных счетчиков, из которых по цифровому интерфейсу можно получить самую разнообразную информацию, а не только текущие показания энергии или мощности.

Цифровой интерфейс позволяет многократно обращаться к хранимой в счетчике информации, исключая тем самым влияние канала связи на ее достоверность.

Какое значение в Концепции придается каналам связи в АСКУЭ?

Технология учета на базе индукционных счетчиков использовала эпизодический ручной съем их визуальных показаний с отсчетных шкал с последующим занесением в регистрационный журнал или базу данных для хранения и расчетов. С появлением АСКУЭ с дистанционным импульсным сбором данных приращений энергии от счетчиков на специализированные системы учета (сумматоры, контроллеры) появились каналы связи двух видов: 2-проводные каналы от счетчиков к системам (их рассматривали как составную часть измерительных каналов) и каналы связи от систем к компьютерам верхнего уровня АСКУЭ (каналы верхнего уровня). К измерительным каналам были требования о передаче токовых импульсов 10-12 mA с частотой до 10 Гц, а требования к каналам верхнего уровня, использующим передачу цифровой информации, широко варьировались. В качестве таких каналов использовались выделенные и коммутируемые телефонные каналы, каналы ВЧ-связи, радиоканалы и т.д.

В Концепции допускается использовать для передачи цифровой информации от счетчиков или систем учета на верхний уровень АСКУЭ широкий спектр цифровых интерфейсов и каналов, включая вышеназванные, а также каналы сотовой, спутниковой, радиомодемной и другой связи, в том числе и Интернет. Рекомендуемые скорости передачи

1200-9600 бит/с и выше.

Смысл использования каналов связи – уйти от ручного съема показаний счетчиков, заменив его дистанционным, обеспечить синхронизацию времени во всех точках учета и минимизацию задержек сбора оперативной информации учета. Вместе с тем, допускается использовать в ряде случаев сбор данных с систем учета (но не с отдельных счетчиков) с помощью переносных пультов и портативных или карманных компьютеров. Такое решение необходимо рассматривать как промежуточное, допустимое временно по экономическим или другим причинам.

Какая роль в Концепции отводится компьютерной обработке данных учета?

Первые системы дистанционного учета электроэнергии, появившиеся в середине 70хх годов, выполняли автономно все законченные функции сбора, обработки, отображения и документирования данных учета. Для этого они имели встроенные или выносные дисплеи, пульты, печатающие устройства. С середины 80-хх годов такие системы стали подключаться к малым ЭВМ в целях увеличения сервиса по обработке, отображению и документированию данных учета. С начала 90-хх годов для этого стали использоваться персональные ЭВМ на базе микропроцессорных средств.

Внастоящее время АСКУЭ строятся как двухуровневые или трехуровневые

системы с электронными счетчиками на нижнем уровне, специализированными системами учета (контроллерами) на среднем уровне и компьютерами или компьютерными сетями на верхнем уровне. Компьютеры стали и останутся необходимой составной частью АСКУЭ и в будущем, забрав на себя львиную долю функций, которые ранее были сосредоточены в системах учета среднего уровня. Тем самым эти системы трансформируются в более простые устройства сбора и передачи данных (УСПД).

Основные функции, связанные с обработкой, контролем, управлением, отображением, документированием и расчетами по электроэнергии переносятся на компьютерный уровень.

Таким образом, Концепция задает основные организационные и технологические

направления, в рамках которых должен развиваться коммерческий учет электрической энергии в будущем. Эра индукционных счетчиков и связанных с ними принципов отходит в прошлое, а на смену ей приходит эра учета электроэнергии на основе высоких информационных технологий. Ясно, что одномоментно осуществить такой масштабный переход сложно, для этого потребуется определенный переходной период, длительность которого зависит от особенностей демонополизации и реструктуризации электроэнергетики, формирования в ней отношений собственности и обеспечения соответствующих инвестиций

вреорганизацию учета.

Врамках Концепции прописываются более детально основные общие принципы автоматизации электроучета (десять принципов), которым необходимо следовать, чтобы обеспечить построение эффективных АСКУЭ для всех субъектов энергосистемы и рынков электроэнергии.

Не могли бы Вы подробнее остановиться на этих принципах?

Я их перечислю с кратким комментарием в той последовательности, в которой они описаны в соответствующем разделе Концепции.

1.Принцип “измерять все, что необходимо и экономически целесообразно”.

Известно, что в энергосистеме электроэнергия измеряется далеко не во всех тех точках, в которых это следовало бы делать. В результате многие важные величины, например, такие, как величина потерь в электросетях, не измеряются, а рассчитываются по утвержденным методикам, которые содержат много достаточно условных утверждений. При желании, манипулируя коэффициентами, можно получить любые, якобы обоснованные, величины нормативных потерь, которые закладываются в тариф и обеспечивают зарплату и прибыль энергетикам. Но стоит перейти к прямым балансным измерениям потерь по счетчикам, как появляются совсем другие цифры, превышающие нормативные потери иногда в несколько раз. Такой опыт уже имеется в энергосистемах России и Украины. Не имея прямых измерений трудно оценить реальное положение вещей и принять правильные решения.

2.Принцип “исходная метрологически аттестованная база данных энергоучета должна храниться длительное время в точке измерения электроэнергии”. Об этом принципе уже говорилось выше. Он является основой обеспечения единства измерений, поскольку информация в этом случае поступает ко всем заинтересованным субъектам из

одного и того же источника. Этот же принцип гарантирует надежность и достоверность информации (при надежном счетчике), ее полное соответствие прохождению энергии в точке измерения или учета.

3. Принцип “территориально распределенные базы данных учета электронных счетчиков должны быть синхронизированы с текущим временем часового пояса”.

Только при реализации этого принципа можно говорить о единстве измерений во времени реальных процессов энергопотребления и получение достоверных, совмещенных во времени значениях мощности и энергии. Рассинхронизация времени в масштабной АСКУЭ не должна превышать 3 секунд. Не допускается в целях обеспечения национальной безопасности использование американской GPS сети и соответствующих приемников.

4.Принцип “тарифные характеристики счетчика должны позволять

реализовывать как существующие тарифы, так и перспективные тарифы, отличающиеся от действующих количеством тарифных зон в сторону их увеличения”.

Срок службы электронного счетчика определяется в 30 лет. За этот период тарифы обязательно поменяются и не один раз. Счетчик должен позволять реализовать новые тарифы за счет его перепрограммирования, а не замены, что не предусматривается в большинстве моделей выпускаемых электронных счетчиков.

5.Принцип “физический цифровой интерфейс счетчиков должен относиться к

классу международных стандартных (де-факто или де-юре) интерфейсов, а логический интерфейс (протокол) должен быть открыт и иметь полное однозначное и непротиворечивое описание на государственном языке Республики Беларусь”.

Недопустимо использовать в АСКУЭ счетчики с закрытыми фирменными протоколами и, тем более, не имеющие документального описания протокола. АСКУЭ не должны зависеть от диктата отдельной фирмы – поставщика оборудования. Открытость протокола позволяет на ранних стадиях разработки АСКУЭ провести сравнительный анализ счетчиков различных изготовителей не только по техническим, но и телекоммуникационным характеристикам и тем самым сделать более правильный и обоснованный выбор оборудования АСКУЭ. Существующие электронные счетчики различных изготовителей имеют, как правило, различные физические и логические интерфейсы, что создает для пользователей значительные трудности по объединению этих приборов в рамках своих АСКУЭ. Унификация интерфейсов и протоколов должна стать задачей номер один для изготовителей электронных счетчиков.

6.Принцип “АСКУЭ субъекта строится на основе корпоративной

вычислительной сети (КВС), на сервер или рабочие станции которых передаются по соответствующим каналам связи непосредственно со счетчиков или через УСПД промежуточного уровня АСКУЭ метрологически аттестованные данные электронных электросчетчиков”. Основная функция УСПД заключается в концентрации данных счетчиков и мультиплексировании канала связи с КВС. В том случае, если используется высокоскоростной широкополосный канал связи и нет необходимости расчета баланса электроэнергии непосредственно на месте, на объекте учета (например, на необслуживаемой подстанции), УСПД можно исключить как лишнее звено АСКУЭ. В ряде случаев вместо КВС может быть использован отдельный персональный компьютер.

7.Принцип “базы данных счетчиков основного уровня АСКУЭ полностью или

частично дублируются в базе данных КВС соответствующего субъекта, периодически пополняются и хранятся в ней длительное время (годы)”. Этот принцип позволяет повысить живучесть АСКУЭ, достоверность данных учета в длительной перспективе, а также обеспечить всесторонние краткосрочные и долгосрочные анализ и прогноз процессов электроснабжения.

8.Принцип “программное обеспечение технических средств АСКУЭ должно

соответствовать их метрологическим характеристикам и иметь защиту от несанкционированного доступа с помощью стандартных средств защиты (пароли доступа, ключи, регистрация событий)”. В частности, программное обеспечение должно

реализовывать идентификацию и проверку подлинности субъектов доступа, идентификацию терминалов и каналов связи и т.д.

9.Принцип “АСКУЭ не может и не должно решать задачи автоматизированных

систем управления технологическими процессами (АСУТП) и телемеханических систем диспетчерского управления (ТСДУ)”. АСКУЭ и другие системы, хотя и являются в целом системами реального времени, но существенно различаются помимо целей и задач дискретностью этого времени и интервалами контроля. Вместе с тем АСКУЭ могут давать дополнительную информацию в АСУТП и ТСДУ. Эти возможности определяются прежде всего пропускной способностью каналов связи.

10.Принцип “тип и пропускная способность каналов связи должны соответствовать задачам, решаемым на верхнем уровне АСКУЭ субъекта”. Выше уже отмечалось, что рекомендуется для каналов связи АСКУЭ обеспечивать скорость передачи в диапазоне 1200-9600 бит/с. 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.

Наверное, можно было бы сформулировать и большее количество принципов, но все вышеперечисленные принципы родились из основных практических проблем и определяют общие направления их решения.

Создание масштабных АСКУЭ в энергосистемах и у потребителей требует, как Вы говорили, больших инвестиций. Но какова же при этом эффективность самих АСКУЭ?

Объектами автоматизации энергоучета в энергосистеме являются генерирующие источники энергосистем, электрические сети и их филиалы, а также потребители различных групп. Каждая структура энергетического комплекса несет определенные затраты на создание АСКУЭ, и поэтому необходимо оценить результаты вложения этих затрат с тем, чтобы они окупились в приемлемые сроки. В Беларуси на первых этапах реструктуризации электроэнергетики сохраняются две категории участников процесса функционирования энергетического комплекса – поставщик энергии, располагающий генерирующими источниками, питающими и распределительными сетями, и потребитель, имеющий с поставщиком точку разграничения балансовой принадлежности элементов энергохозяйства на одном или нескольких уровнях напряжения электрических сетей. Каждая из этих двух категорий в виде самостоятельных хозяйствующих субъектов функционирует в условиях единого технологического процесса производства – потребления энергии, и важным результатом их совместной деятельности является режимное взаимодействие, заключающееся:

-в снижении пиковых нагрузок на контрольных временных интервалах графика совмещенной нагрузки энергосистемы при суточном, недельном и сезонном регулировании электропотребления и мощности;

-в совместной оптимизации режимов в узлах электрических нагрузок по напряжению, активной и реактивной мощности.

Указанные режимные взаимодействия обеспечивают поставщику энергии получение следующих результатов:

-отсрочку ввода генерирующих мощностей до 60 тыс. кВт или в сумме 42 млн.

долларов США (из расчета 700 долл. США капвложений на каждый кВт установленной мощности) при снижении пиковых нагрузок (около 6000 МВт для Белорусской энергосистемы) на 1 %, и в сумме 210 млн. долл. США при снижении пиковых нагрузок на 5

%(на 300 МВт);

-снижение удельного расхода топлива на выработку электроэнергии при суточном регулировании графиков нагрузки (детальное исследование объемов этого снижения предстоит еще провести по каждой группе потребителей); в первом приближении можно

принять возможное снижение удельного расхода топлива до 5 % от фактического, что для энергосистемы республики составит 15 г/кВт ч, или при годовой выработке в объеме 26 млрд. кВтч обеспечит экономию в 39 млн. долл. США ежегодно;

-снижение потерь активной мощности на передачу реактивной при совместной оптимизации режимов в узлах нагрузок по напряжению, активной и реактивной мощности

(основной результат может быть получен от выбора мощности и мест установки потребителями компенсирующих устройств, обеспечивающих поддержание соответствующего режима напряжения); при снижении общих потерь активной энергии от совместной оптимизации режимов на 1 % (260 млн. кВтч/год) и тарифе на электроэнергию, равном 0,04 долл. США/кВтч, результат составит 10,4 млн. долл. США в год.

Потребитель в результате режимного взаимодействия с поставщиком энергии может рассчитывать на снижение дифференцированного по зонам времени тарифа на отпускаемую энергию в среднем не менее, чем экономия энергосистемы от регулирования нагрузок, т.е. в среднем на 5-7 % в случае обеспечения такого регулирования с помощью регулировочных мероприятий (потребители-регуляторы могут иметь экономический эффект значительно выше приведенного показателя).

Дополнительными эффектами внедрения АСКУЭ станут результаты, обеспечиваемые каждой из сторон “поставщик-потребитель” самостоятельно и независимо от режимного взаимодействия. Такими результатами будут:

-снижение коммерческих потерь электроэнергии в результате полного охвата всех уровней энергоучета высокоточными средствами измерений АСКУЭ в структурах как поставщика энергии, так и потребителя; снижение потерь и выявление их источников обеспечит возможность реальной оценки экономических показателей работы сторон и стабилизации этих показателей на обоснованном уровне – при этом, как правило,

достигается экономия более 1 % отпуска энергии, т.е. более 0,26 млрд. кВт ч или 10,4 млн. долл. США;

- снижение удельных расходов (удельных норм) электропотребления в технологическом процессе и в энергоемких агрегатах с помощью анализа расходов в различных режимах работы с применением АСКУЭ; анализ электропотребления как агрегатами собственных нужд генерирующих источников, так и агрегатами промышленной сферы

(электродвигатели, электропечи, электрооборудование холодильных установок,

электрифицированный транспорт и т.д.) может выявить по различным оценкам до 5-15 % возможной экономии расхода электроэнергии, что в расчете на 1 млн. кВт мощностей при числе часов их использования, равном 5000 ч/год и среднем тарифе в 0,04 долл./кВтч составит не менее 200 млн. долл. США в год без учета затрат на модернизацию выявленных низкоэкономичных электроустановок (при затратах, равных 80 % от рассчитанной возможной экономии, экономическая эффективность по данной составляющей будет равна не менее 40 млн. долл. США/год).

Ограничимся приведенным перечнем и оценочными характеристиками ожидаемой эффективности внедрения АСКУЭ, отметив, что на последующих этапах эти составляющие могут уточняться и более детально обосновываться. Учитывая, что на создание всех АСКУЭ потребуется ориентировочно до 500 млн. долл. США, кроме затрат на приборы первичного учета (сюда включаются затраты на работы, модернизацию аппаратуры и каналов связи, развитие корпоративной вычислительной сети, программное обеспечение) и приняв расчетный срок внедрения АСКУЭ, равный 5 лет, определим, что ежегодно на создание полномасштабной АСКУЭ потребуется вкладывать до 100 млн. долл. США. Ежегодный результат от внедрения АСКУЭ, судя по приведенным выше оценочным характеристикам, может составить в сумме 141,8 млн. долл. США в год (если экономию затрат, связанную с отсрочкой сооружения дополнительных генерирующих источников на общую мощность 60 МВт разнести на 5 лет).

Таким образом, даже при страховочном понижающем коэффициенте 0,5, ежегодный экономический эффект от внедрения АСКУЭ составит до 71 млн. долл. США. Следует

работой, основанной в первую очередь на экономической целесообразности. Кроме того, необходимо понимать, что появление коммерческих АСКУЭ с необходимостью приведет к созданию АСКУЭ технического учета, или технических АСКУЭ, масштабность которых на один-два порядка превысит масштабность коммерческих АСКУЭ. Только имея развитый

технический учет по всем внутренним структурам субъекта можно выявить все его непроизводительные потери энергии, устранить их и тем самым снизить свои энергетические и финансовые издержки. В связи с этим, я полагаю, что индукционные электросчетчики и импульсный метод дистанционного сбора данных с них еще достаточное время сохранят свои позиции в области технического учета. Хотя в длительной перспективе электронным счетчикам с цифровым интерфейсом нет альтернативы. И последнее. Надо понимать, что электронный счетчик в рамках АСКУЭ перестает быть единственным средством учета и становится только элементом системы учета. В связи с этим возможно существенное перераспределение функций между различными элементами АСКУЭ с изменение привычных функций и даже внешнего вида самого электронного счетчика, в частности, он может превратиться в "черный ящик" с доступов к его информации не через электронное табло (оно может отсутствовать), а через удаленное УСПД или другое групповое устройство. Такие решения уже существуют, в частности, в области домового учета.

Справка

Беседа опубликована в журналах:

Энергия и Менеджмент, №8, 2006 (Беларусь) Электрика, №2, 2007 (Россия)

БУДУЩЕЕ СИСТЕМ АСКУЭ

(Новая конференция по АСКУЭ – проблемы старые)

Гуртовцев А.Л., к.т.н., с.н.с.

11-14 октября 2005 года в подмосковном загородном отеле «Heliopark Country Resort» состоялась ежегодная, четвертая по счету, конференция производителей и потребителей электроэнергии, использующих в энергоучете оборудование и программное обеспечение московского производителя СПООО «Эльстер Метроника».

Тема конференции: «Будущее систем АСКУЭ. Системы АИИС для рынка электроэнергии». В работе конференции приняло участие более двухсот специалистов в области энергетики, энергоучета, метрологии и менеджмента из различных регионов России, Украины, Беларуси, Казахстана, Таджикистана, Грузии и Армении, которые заслушали и обсудили двадцать докладов и сообщений по проблемам оптового рынка электроэнергии

(ОРЭ), оборудованию и метрологии АСКУЭ, реализованным проектам АИИС

(Автоматизированным Измерительно-Информационным Системам) для ОРЭ и путям дальнейшего развития программно-технических средств АСКУЭ фирмы «Эльстер Метроника».

В рамках конференции состоялась презентация новых технических средств как

«Эльстер Метроника» (счетчики А3, А1800 и REX, УСПД RTU-325/327, сервера МС-240 и

МС-250 в конструктивном исполнении низковольтных комплектных устройств - НКУ), так и других производителей. В частности, были представлены измерительные трансформаторы тока ТЛО-10 и ТЛП-10 класса 0,2S и 0,5S на напряжение 6-10 кВ московской фирмы ООО

«Электрощит-К», входящей в калужскую группу компаний «Трансформэлектро», организовавшей в последние три года выпуск современных измерительных трансформаторов тока как по лицензии известной германской фирмы «KWK», так и на основе собственных разработок. Интерес у участников конференции вызвало и поверочное оборудование международной группы фирм MTE (Meter Test Equipment), штаб-квартира в г. Цуг (Швейцария), которая вот уже на протяжении 50 лет предлагает первоклассные стационарные и портативные технические средства для поверки и тестирования счетчиков электроэнергии. Новые возможности в передаче данных были продемонстрированы в модемах ВЧ-связи по сетям 0,4-35 кВ компании «АББ Электросвязь».

На открытии конференции генеральный директор «Эльстер Метроника» Андрей Денисов подчеркнул, что фирма существует уже 11 лет и ее продукцию отлично знают не только во всех регионах России, но также в странах СНГ и в дальнем зарубежье.

Фирма позиционирует себя на рынке средств АСКУЭ не только как производителя высокоточных электронных электросчетчиков серий АЛЬФА, УСПД серии RTU-300 и

программного обеспечения Альфа ЦЕНТР, но и как надежного системного интегратора. К крупнейшим реализованным проектам компании в области АСКУЭ относятся проекты национальной АСКУЭ Армении (из 13 тысяч установленных в армянской энергосистеме электронных электросчетчиков типа ЕвроАЛЬФА 3 тысячи работают уже в составе АСКУЭ), концерна «Росэнергоатом» (на девяти АЭС России АСКУЭ уже работает в режиме опытнопромышленной эксплуатации, осуществляя дистанционный сбор данных с сотен электронных электросчетчиков) и ряда крупных промышленных предприятий.

Фирма «Эльстер Метроника» первая в России принесла в область создания средств приборного учета электроэнергии широко распространенный в мировой промышленности принцип эффективного разделения и кооперирования труда.

Технология широко известных электронных микропроцессорных электросчетчиков АЛЬФА была создана в 1991-1992 гг. в США, а их выпуск по лицензии в России начался в 1994 г. на

СП «АББ ВЭИ МЕТРОНИКА» (первоначальное, до вхождения позднее подразделения «Измерение» концерна АББ в состав группы компании «Эльстер», название фирмы). В

состав «Эльстер» входят 38 заводов, из которых 26 изготавливают высококачественную комплектацию (платы, корпуса, кабели, разъемы), а остальные 12, среди которых и московский, собирают из этой комплектации методом «отверточной технологии» готовые изделия – однофазные и трехфазные электронные электросчетчики. По такому принципу, по словам Андрея Денисова, «работает весь мир».

Выступающий удивил слушателей, когда объявил, что фирма изменила месяц назад свое название уже во второй раз за время своего существования в связи с тем, что прежний владелец «Эльстер» – группа компаний «Ruhrgas Industries Group» - был куплен крупнейшей европейской энергетической компанией EON, входящей в состав финансово-

промышленной группы CVC Capital Partuera (образована в 1981г., владеет капиталом в 16,8

млрд евро, объединяет 220 компаний). Новый владелец дал своей группе фирм, выпускающей оборудование для учета энергоносителей различных видов, название «Elster Group», сохранив тем самым известный брэнд «Эльстер» - мировой символ в учете газа.

Новое объединение фирм, выпускающих средства учета энергоносителей, становится крупнейшим в мире и охватывает более 30% всего мирового приборного рынка в данной области учета (следом на ним идет группа Actaris, основой которой ранее стал известный концерн Шлюмберже).

В докладах, представленных на конференции сотрудниками НП «АТС»

(Некоммерческое Партнерство «Администратор Торговой Сети» - главное лицо, отвечающее по закону об электроэнергетике за организацию торгов и энергоучет на ОРЭ),

его партнерами, представителями РАО «ЕЭС России» и другими выступающими подчеркивались сложности и трудности организации полноценных современных АСКУЭ на ОРЭ. Проблемы связаны как с постоянно меняющимися требованиями к модели ОРЭ, а, следовательно, и к АСКУЭ, так и с большими затратами средств на создание полноценных АСКУЭ, под которыми понимаются системы с гарантированным пределом погрешности измерения электроэнергии и мощности по заданному сечению их поставки (сечению учета). При этом главные трудности связаны с поверкой и, при необходимости, с

заменой автономных и встроенных измерительных трансформаторов тока на линиях высокого и сверхвысокого напряжения. Большинство этих устройств не поверялись с момента начала срока их эксплуатации, который измеряется десятилетиями. На

сегодняшний день отсутствуют возможности их массовой и оперативной поверки и, тем более, массовой замены на новые дорогостоящие трансформаторы, соответствующие современным требованиям к энергоучету. Участники конференции обсуждали возможности отнесения этапа поверки и аттестации трансформаторов на заключительный и отложенный во времени этап создания АСКУЭ при сохранении, тем не менее, выдачи временного свидетельства о поверке АСКУЭ на систему в целом или хотя бы ее отдельные части. Но удовлетворительного решения этого вопроса пока нет.

В России действуют требования регистрации создаваемых уникальных АСКУЭ субъектов рынка в Государственном реестре средств измерений в качестве типов единичных образцов средств измерений. При этом поверяться и аттестовываться

должна система в целом, начиная от измерительных трансформаторов и заканчивая программным обеспечением центра обработки данных учета на верхнем уровне АСКУЭ. На конференции развернулась острая дискуссия о целесообразности распространения

метрологических требований на верхний уровень АСКУЭ, включая каналы связи и программное обеспечение. Ведь в современных АСКУЭ процесс измерения фактически

заканчивается в счетчике, а результаты измерения хранятся длительно в цифровом виде в его памяти и доступны для верификации в любой момент времени через дисплей или цифровой интерфейс счетчика. На верхних уровнях АСКУЭ, и даже на уровне УСПД, выполняются не измерительные, а вычислительные цифровые операции с заведомо несущественной погрешностью. Имеется ли при этом смысл в распространении