После принятия решения о необходимости создания автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) у потребителя возникает вопрос, какая АИИС КУЭ ему нужна: двухуровневая или трехуровневая? Зачем покупать дорогую трехуровневую АИИС КУЭ, когда можно построить простую двухуровневую и аттестовать ее по всем требованиям ОАО “АТС” для оптового рынка электроэнергии? Такая АИИС КУЭ будет тоже работоспособна, а сэкономленные деньги можно перераспределить на другие цели.

Для того чтобы разобраться в этом вопросе нужно выяснить, что представляют собой двух- и трехуровневые системы, какой функционал выполняются на каждом ее уровне, и решение каких задач заложено в его компонентах.

Рассмотрим основные три уровня (компонента) АИИС КУЭ: это ИИК (счетчик учета электроэнергии), ИВКЭ (контроллер УСПД), ИВК (сервер). Каждый уровень АИИС КУЭ это функциональный узел для решения определенных задач. Счетчик занимается измерением и учетом электроэнергии, УСПД аккумулирует информацию, сервер хранит и отображает данные в виде отчетов и графиков. Во всех устройствах системы для взаимодействия между собой заложены определенные правила информационного обмена (протоколы передачи данных). Существует огромное количество протоколов, поэтому выделим из них только основные для АИИС КУЭ группы:

• Прикладной уровень;
• Канальный уровень.

Здесь следует отметить, что на сегодняшний момент нет ни одного российского стандарта, устанавливающего обязательные требования к протоколам передачи данных для систем учета электрической энергии. Поэтому каждый производитель, выпуская на рынок свою продукцию (счетчик, УСПД и т.д.) закладывает свое, сугубо личное видение этого вопроса, создавая собственные протоколы и правила для передачи коммерческих данных учета электрической энергии.

В счетчиках производителями закладывается как правило только прикладной уровень протокола, по следующим причинам:

• Это позволяет быстро считать большой объем информации со счетчика при непосредственном соединении (оптопорт , RS-485 и т.д.).
• Протокол обладает простотой исполнения и реализации. Для включения счетчика в систему учета стороннего производителя не требуется больших затрат.

Т.е. задача производителя счетчика перед покупателем решена: изготовлен многофункциональный прибор, оптопорт обеспечивает чтение и конфигурирование счетчика, протокол обладает функциональной возможностью для работы в сети с другими устройствами (RS-485, ИРПС, CAN и т.д).

Минусы прикладного уровня проявляются тогда, когда счетчик включают в состав двухуровневой АИИС КУЭ (прямые запросы от сервера к счетчику):

• Низкая защищенность достоверности информации при сбоях в работе оборудования и при помехах в канале связи.
• Протоколы часто используют функционал сеансового обмена и при этом если в канале присутствуют промежуточные преобразователи с буферизацией данных (JSM-модемы), то при задержках передачи данных может автоматически закрыться сеанс связи, что приведет к необходимости в новой авторизации и новому открытию сеанса связи со счетчиком.
• Как правило разбор данных ведется на лету и столкновение пакетов, нарушение очередности запросов и ответов, в лучшем случае приведет к невозможности дальнейшего чтения данных, в худшем к неверному трактованию ответов от счетчика.

Применение такого протокола в составе АИИС КУЭ может привести к многоразовым перезапросам, увеличению времени чтения данных и к непредвиденным ошибкам.

Для решения задач передачи данных АИИС КУЭ необходим канальный уровень обмена, в нем есть необходимый для этого функционал, и он является гарантом доставки достоверных данных в разных физических средах. Но у такого обмена есть свой минус: протокол избыточен (в нем много служебной информации), это приводит к долгому ожиданию данных при прямом чтении со счетчика. Те производители, которые заложили в свои счетчики канальный уровень протокола, сталкивается с тем, что приходится подолгу ждать чтения профиля нагрузки.

Оптимальным решением для АИИС КУЭ является распределение задач на компоненты и применение трехуровневой иерархии. В этом случае прямым опросом счетчика в автоматическом режиме занимается контроллер УСПД, а задачей доставки достоверной информации занимается сервер опроса, но уже на канальной уровне с УСПД.

Экономия на установке УСПД может привести к печальным последствиям: таким как неустойчивая работа АИИС КУЭ, большие задержки в поступлении данных, несовпадения профиля и показаний счетчика. Это не говоря уже о том, что обращение сервера к каждому счетчику отдельно займет намного большее время, чем централизованный запрос к УСПД в котором уже есть считанные и обработанные данные счетчиков. Нет смысла ставать контроллер УСПД для чтения одного счетчика, но если обвязать группу счетчиков на один УСПД, повысится надежность (к сожалению, но по расчетам проектной документации понизится) и увеличится скорость работы системы.

После того как построена система коммерческого учета электроэнергии, проведены испытания и получен акт соответствия техническим требованиям оптового рынка электроэнергии встает вопрос:

• Что делать дальше?
• Какие работы нужно проводить?
• Как обслуживать систему?
• Какие требования у ОАО “АТС” к коммерческому учету?
• Что будет при нарушении регламентов?
• Как вносить изменения в существующую систему?

Технически система должна обеспечивать беспрерывную передачу коммерческих данных ежедневную до 12 часов дня по московскому времени. В случаях неисправности необходимо провести восстановительные работы и возобновить передачу данных по всем точкам измерения входящих в состав АИИС в течении трех рабочих дней в независимости от характера и сложности поломки. Кроме этого, АИИС КУЭ требует наличия актуального пакета документов, соответствующего фактическому состоянию системы. К этим документам относятся:

• Техническое задание на создание АИИС КУЭ;
• Технорабочий проект;
• Программа и методика испытаний по установлению соответствия АИИС техническим требованиям оптового рынка электроэнергии;
• Перечень (массив) входных данных;
• Перечень (массив) выходных данных;
• Технологическая инструкция, определяющая порядок взаимодействия составляющих АИИС элементов, их функциональные особенности, возможности по контролю за выполнением каждым элементом АИИС законченной технологической функции;
• Руководство пользователя;
• Инструкция по формированию и ведению базы данных;
• Инструкция по эксплуатации АИИС, определяющая, в том числе последовательность действий персонала при запуске системы в эксплуатацию, поддержанию эксплуатационного состояния системы и при выполнении аварийно-восстановительных мероприятий;
• Паспорт-формуляр АИИС КУЭ;
• Опросные листы АИИС, составленные в соответствии с Приложением 11.4 к договору о присоединении к торговой системе оптового рынка;
• Паспорта-протоколы, составленные в соответствии с Приложением 11.5 к договору о присоединении к торговой системе оптового рынка.

Все измерительные компоненты должны иметь действующий срок поверки и быть внесены в методику измерений количества электрической энергии аттестованную метрологической организацией:

• Свидетельства об аттестации МИ;
• Методика поверки. Измерительные каналы. АИИС КУЭ;
• Методика измерений с использованием АИИС КУЭ;
• Свидетельства о поверке на счетчики, трансформаторы тока и напряжения, УСПД,  устройства синхронизации системного времени.

При появлении новых присоединений, которые в будущем планируется внести в зарегистрированную группу точек поставки для оптового рынка электроэнергии, потребуется подготовка дополнительных документов:  

• Программа испытаний с целью утверждения типа. АИИС КУЭ;
• Описание типа средств измерений АИИС КУЭ;
• Акта испытаний с целью утверждения типа АИИС КУЭ;
• Свидетельство об утверждении типа единичного средства измерений АИИС КУЭ;

При очередной или внеочередной проверки проверке комиссии с участием ОАО «АТС», будет выдано заключение  о соответствии АИИС КУЭ техническим требованиям ОРЭ. Заключение зависит от  актуальности каждого из указанных документов. Отсутствие акта соответствия может привести к штрафным санкциям ОАО “АТС”.

Поддержание документов в надлежащем виде задача не простая и здесь необходим опыт, оперативность, знания требований и регламентов. Без надлежащего подхода все эти факторы смогут значительно снизить рентабельность создания АИИС КУЭ и покупки электроэнергии на ОРЭМ. Необходимы квалифицированные кадры, а это метрологи, специалисты по автоматизации разбирающихся в технологиях передачи и хранения данных, энергетики с опытом работы и менеджеры, отслеживающие изменения в регламентах ОРЭ и принимающие соответствующие решения.

Исходя из этого, для большинства предприятий наиболее разумным выходом является сотрудничество в области обслуживания АИИС КУЭ со специализированными организациями. Наша компания обладает необходимым опытом и предлагает для этого весь необходимый перечень услуг.

Самым первым и главным этапом вывода потребителя на оптовый рынок электроэнергии является процедура регистрации группы точек поставки (ГТП).

Ни для кого не секрет, что процесс регистрации ГТП связан с решением множества бюрократических и спорных вопросов. В тот момент, когда уже подготовлены все необходимые документы и пройдена долгая процедура согласования документов с собственниками и сбытовыми компаниями. Выясняется, что сданные в ОАО “АТС” документы не соответствуют действующим регламентам, они не нравится экспертам, а подписи вызывают недоверие у юристов. Поэтому держа руку на пульсе ЭНЕРГОМИР-ПРО ведет процедуру от самого начала подготовки документов до получения заказчиком акта согласования ГТП.

Самые распространенные ошибки в документах выявляемые ОАО "АТС" при проведении технической экспертизы:

1.    Несоответствие информации в различных документах:

• информация в АРБП, спецификациях, однолинейных схемах, контрольных замерах и др.  не соотносится друг с другом (номера ячеек, номера опор, номера систем шин, наименование подстанций, диспетчерских наименований фидеров или ЛЭП, наименование собственников оборудования, уровни напряжения, отнесение к «малым точкам», место расположения точек измерений относительно границ балансовой принадлежности и т.д.);
• нумерация точек поставки и точек измерений в документах различна.

2.    Заполнение форм документов:

• на титульных листах отсутствует место (штамп) для подписи смежным субъектом;
• отсутствует или не заполнена строка «ИТОГО»;
• неверно поименована смежная ГТП;
• контрольные замеры оформлены за период, превышающий 14 месяцев.