Создание автоматизированных систем коммерческого учета энергоресурсов (АСКУЭ) в электроэнергетике - ключевое звено реализации единой системы измерения электроэнергии для взаиморасчетов между участниками рынка электроэнергии с учетом реальных ее потерь, инструмент повышения эффективности работы отрасли.
    Цели создания АСКУЭ сетевых компаний - своевременное и надежное обеспечение сетевой компании информацией о перетоках электроэнергии между участниками оптового рынка для учета потерь электроэнергии и расчетов за них в сетях компании; выявление очагов потерь с целью их минимизации; контроль показателей качества электроэнергии.
    Сегодня в электроэнергетике идет этап реформирования, который накладывает существенный отпечаток на процесс создания АСКУЭ всего электросетевого комплекса. Реализация программ строительства АСКУЭ осложняется не только из-за их масштабов, но и из-за организационных и технических трудностей. Однако решить эту задачу необходимо и возможно, причем она будет выполнена с максимальным учетом современных достижений и тенденций.
    Электроэнергетическая система (ЭЭС) - это совокупность производственных объектов электроэнергетики (генерирующих источников, сетевых и вспомогательных элементов) и потребителей электроэнергии, связанных общностью электрического режима в непрерывном процессе производства, передачи, распределения и потребления электроэнергии, а также единством централизованного оперативно-диспетчерского управления.
    До организации конкурентного рынка электроэнергии продажа электроэнергии осуществлялась на границе балансовой принадлежности между продавцом (АО-энерго) и покупателем (потребителем). На этой же границе велся и учет электроэнергии. Продавец и покупатель были смежными субъектами. Согласованные между ними показания контролируемого с обеих сторон счетчика (<эвесов>) являлись основой взаиморасчетов. С организацией конкурентного рынка ситуация меняется. Рынок дает возможность покупателю совершать сделки с любым продавцом электроэнергии. Точки учета электроэнергии по-прежнему ориентированы на границу балансовой принадлежности, но с реструктуризацией АО-энерго эта граница в большинстве случаев будет проходить по границам электрических сетей, продавец и покупатель (участники рынка) разделятся электрической сетью. Смежными субъектами становятся продавцы и сетевые компании, покупатели и сетевые компании. <эВесы> между продавцом и покупателем территориально разносятся, и сверить их показания, как прежде, покупатель и продавец уже не могут. Сверка же показаний счетчиков между продавцом и покупателем через посредника - сетевую компанию может привести к юридическим разногласиям и к усилению влияния человеческого фактора на расчеты потерь электроэнергии. Более того, расторговываться будут не только объемы, но и <эпрофили> (получасовые приращения) электроэнергии. В этом случае необходимо будет подтвердить режимы работы как генерации, так и потребления электроэнергии, что при наличии человеческого фактора может привести к противоречиям с системами диспетчерского управления. Эти обстоятельства требуют иного подхода к обоснованию выполнения условий взаиморасчетов. Наиболее перспективным решением на сегодняшний день видится опора не на договоренности между участниками рынка, а на закон <эОб обеспечении единства средств измерений>, что практически выливается в обеспечение единства моделей и систем измерения субъектов рынка (продавцов, покупателей, сетевых компаний и Системного оператора) на основе ГОСТов для измерительных систем. Это единство и закладывается в сегодняшние АСКУЭ - <эвесы>, строительство которых и надзор за которыми ведется в соответствии с ГОСТами. Показания таких <эвесов> могут контролироваться не только смежными субъектами, но и Администратором торговой системы. Данные от этих систем, поступая в НП <эАТС>, будут служить основой взаиморасчетов между участниками рынка, основой расчета балансов генерации, потребления и потерь электроэнергии.
    Расширяющийся рынок электроэнергии определит новые условия для управления энергосистемой, даст новый опыт работы. До появления рынка режимы энергосистем управлялись только системами диспетчерского управления. С появлением рынка возникает новый фактор управления - сам рынок. Создание систем коммерческого учета и систем диспетчерского управления на единой измерительной основе позволит уменьшить неопределенность влияния фактора рынка, исключить существующие разногласия в системах управления, поможет Системному оператору точнее ориентироваться в новых условиях, повысит надежность систем диспетчерского управления. Но само по себе обеспечение единства измерений систем коммерческого учета и диспетчерского управления не может полностью решить задачу Системного оператора: для управления режимами энергосистем требуется более частая, чем для АСКУЭ, периодичность опроса датчиков.

С появлением рынка возникает новый фактор управления - сам рынок. Создание систем коммерческого учета и систем диспетчерского управления на единой измерительной основе позволит уменьшить неопределенность влияния фактора рынка, исключить существующие разногласия в системах управления, поможет Системному оператору точнее ориентироваться в новых условиях, повысит надежность систем диспетчерского управления.

    Разработчики средств измерения продолжают работу в этом направлении. С одной стороны, увеличивается частота опроса счетчиков. Сегодня с помощью счетчика можно осуществить мониторинг мощности (напряжения, тока) с частотой раз в 30 с, а параметры качества электроэнергии - с частотой примерно раз в минуту. Возможности счетчиков приближаются к требованиям диспетчерского управления. С другой стороны, разработаны многоканальные высокоскоростные контроллерные средства измерения напряжения тока и частоты, в которых сертифицированы функции счетчиков электроэнергии. Возможности высокоскоростных многоканальных систем измерения сближаются с требованиями к счетчикам. Появились измерительные трансформаторы с встроенными аналого-цифровыми преобразователями. Все это дает уверенность в том, что началось движение к созданию системы измерения, единой для систем коммерческого учета и диспетчерского управления.
    Интеграция систем коммерческого учета и диспетчерского управления - вопрос будущего. С открытием рынка, конечно, в первую очередь необходимо обустраивать учет, но ОАО <эФСК ЕЭС> в своих системах коммерческого учета заложило возможность такой интеграции благодаря приобретению счетчиков с периодичностью опроса раз в минуту. На ряде подстанций будут проектироваться высокоскоростные системы измерения. На наш взгляд, это перспективное направление. Сначала, возможно, интеграция систем будет произведена на уровне серверов и контроллеров, а затем и на уровне датчиков. Все это реально, но требует времени.
    Одной из основных задач создания АСКУЭ является задача измерений. Измерение (в частности, электроэнергии) - сложный процесс, включающий в себя взаимодействие целого ряда структурных элементов:

• человеческого фактора;
• измерительной задачи;
• объекта измерений;
• модели измерений;
• принципа и метода измерений;
• технических и программных средств измерений;
• условий измерений.
      Решениями этой задачи служат:
  
• результаты измерений;
• погрешности измерений.
      Предварительный анализ показал, что определение погрешностей предстоящих измерений требует особого внимания. Дело осложняют следующие обстоятельства:
  
• отсутствие средств измерения (включая трансформаторы тока) в необходимых местах измерения из-за смещения границ балансовой принадлежности;
• перегрузка цепей существующих измерительных трансформаторов тока и напряжения;
• отсутствие возможности поверки измерительных трансформаторов на напряжение 750 кВ;
• масштабы и связанные с ними объемы и сроки работ;
• сжатые сроки ввода в эксплуатацию АСКУЭ.
      Началом работ по созданию АСКУЭ можно считать выпуск приказа РАО <эЕЭС России> № 73 от 24.02.1997 г. <эОб утверждении этапов проекта АСКУЭ - уровень объектов РАО <эЕЭС России>. С тех пор понимание термина АСКУЭ многократно изменялось. Сегодня в различных нормативных документах существует несколько определений автоматизированных систем коммерческого учета энергоресурсов. Основное различие в понимании назначения АСКУЭ заключено в их определении как <эсистем контроля и управления электроэнергией>, - с одной стороны, и <эсистем коммерческого учета электроэнергией>, - с другой. По всей вероятности, важно и то и другое, но анализ существующих систем показал, что преобладало понимание <эконтроля и управления>, а сегодня, когда образовался рынок электроэнергии, требуется смещение акцента на <экоммерческий учет>.
      На сегодняшний день в сфере коммерческого учета электроэнергии существуют следующие нормативные документы:
  
• федеральный закон <эОб электроэнергетике>;
• федеральный закон <эОб энергосбережении>;
• федеральный закон <эО техническом регулировании>;
• федеральный закон <эОб обеспечении единства средств измерений>;
• постановление Правительства РФ № 643 от 24.10.2003 г. <эО правилах оптового рынка переходного периода>;
• ведомственные акты Минэнерго1;
• ведомственные акты РАО <эЕЭС России>2;
• ведомственные акты Госстандарта;
• ГОСТы, стандарты организаций.
      Эти документы отражают развитие понимания строения систем коммерческого учета и в настоящее время требуют внимательного изучения и интеграции с целью построения единой системы, пригодной для конкурентного рынка электроэнергии. Такая работа с активным участием ОАО <эФСК> проводится под управлением НП <эАТС>, и ее результатом в ближайшее время должно стать принятие технических требований к АСКУЭ и регламентов коммерческого учета. Эти документы будут положены в основу единства систем коммерческого учета и направят их дальнейшее развитие, сохранив возможную преемственность существующих документов.
      АСКУЭ ОАО <эФСК> в общем случае представляет собой иерархическую трехуровневую систему, основные принципы построения которой лежат в рамках разрабатываемых нормативных документов с использованием апробированных и сертифицированных технических средств и программного обеспечения. Все измерения заканчиваются на уровне подстанций.
      На нижнем уровне (уровне подстанций) цифровые счетчики объединяются контроллерами (УСПД3). Режим работы этого уровня - автоматический. На втором уровне серверами, установленными в МЭС4, объединяются контроллеры подстанций. А на верхнем уровне серверы МЭС объединяются сервером ФСК.
  

  На текущий момент не до конца решена задача расчета потерь электроэнергии в электрических сетях. Полностью открытым остается вопрос нормирования потерь.

      Непростую задачу, учитывая масштабы России, представляет сбор информации с подстанций сетевой компании. На первом этапе эта задача решается с помощью спутниковой связи <эГОНЕЦ>: организуется резервный канал связи между подстанциями и МЭС. Дальнейшая работа в данном направлении проводится в рамках создания Единой цифровой сети связи электроэнергетики.
      С верхнего уровня информация будет поступать в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом (ИАСУ КУ) электроэнергии Администратора торговой системы.
      В целях сверки показаний и получения значений с границ балансовой принадлежности подстанций смежного субъекта предполагается получение необходимой информации через автоматизированную систему Администратора торговой системы и от смежных субъектов.
      На текущий момент не до конца решена задача расчета потерь электроэнергии в электрических сетях. Полностью открытым остается вопрос нормирования потерь.