Из всего комплекса проблем в области метрологического обеспечения электроэнергетики на данный момент, т.е. на этапе реформирования РАО ЕЭС и формирования оптового рынка электроэнергии, наибольшую актуальность приобретают проблемы, связанные с организацией и осуществлением:

· корректных измерений количества и параметров качества электроэнергии в точках учета на границе балансовой принадлежности электроустановок генерирующих и сетевых компаний, и сетевых компаний и потребителей;

· достоверной передачи коммерческих учетных данных с точек учета в базу данных централизованной системы коммерческого учета оптового рынка;

Каждая из проблем содержит методическую, техническую и организационную составляющие, комплексное решение которых в конечном итоге и определяет эффективность решения проблемы.

Организация корректного коммерческого учета электроэнергии, осуществляемого на основе типовых методик выполнения измерений, является той задачей, которая, безусловно, уже давно должна быть решена. Переход – же к автоматизированному сбору учетных данных и формирование базы данных централизованной системы коммерческого учета оптового рынка только повышает требования к корректности измерений, поскольку в противном случае за короткий расчетный период может возникнуть значительный небаланс как мощности, так и электроэнергии. Такая ситуация возникает чаще всего из-за погрешностей, вносимых высоковольтными измерительными трансформаторами тока и напряжения в точке учета, поскольку они являются первичными измерительными преобразователями счетчиков электроэнергии и, периодически не поверяются. Более аргументировано этот вопрос рассмотрен в [1], а методические вопросы отражены в [2] и [3].

Инструментальные и методические аспекты задач, связанных с проведением периодической поверки средств измерений количества и параметров качества электрической энергии на на данный момент решены полностью. Как для счетчиков электроэнергии, так и для высоковольтных измерительных трансформаторов тока и частично для трансформаторов напряжения, разработаны и выпускаются по заказам соответствующие комплекты средств поверки (КСП). Кроме того, налажен выпуск и приборов измерений параметров качества электроэнергии. Остаются не решенными ряд методических вопросов, связанных с организацией комплектной поверки средств измерений непосредственно в точке учета, т.е. на месте их эксплуатации в условиях КРУ и подстанций. Эти методические вопросы могут быть решены только в цикле наработки опыта при проведении метрологических работ с помощью высоковольтных передвижных поверочных лабораторий (ППЛ). Опытные образцы таких ППЛ уже созданы в различных регионах страны [1] и в настоящее время используются для отработке методических вопросов, связанных с проведением как поэлементной, так и комплектной поверкой средств измерений точек учета.

Так при поддержке АО «Свердловэнерго» и ряда внедренческих организаций завершается создан опытный образец ППЛ на 35 кВ, содержащей:

комплект средств поверки измерительных трансформаторов тока любых классов точности и классов напряжений;

комплект средств поверки измерительных трансформаторов напряжения до 35 кВ (в перспективе до 110 кВ и выше) класса точности 0,2 и менее точных;

комплект средств поверки счетчиков электрической энергии класса точности 0,2S и менее точных;

комплект средств контроля параметров качества и сертификации электрической энергии;

комплект средств поверки узлов учета и каналов автоматизированной системы коммерческого учета электроэнергии (АСКУЭ) подстанции.

Оснащенная такими комплектами средств поверки и контроля передвижная ППЛ позволит на подстанции до 35 кВ производить не только поэлементную поверку средств учета, но и, в случае возможности, комплектную поверку узлов учета, в т.ч.:

мониторинг получаемой и отпускаемой мощности, например, по 3 минутным интервалам, и баланс учета электрической энергии по каждому из фидеров и в целом по подстанции, что позволит сопоставить полученный фактический небаланс с предельными расчетными значениями погрешностей измерений, т.е. произвести метрологический контроль фактических значений погрешностей измерений;

контроль параметров качества электроэнергии на всех фидерах подстанции и по результатам непрерывных наблюдений произвести сертификацию качества электроэнергии по ГОСТ 13109 для каждого из фидеров;

периодическую поверку счетчиков электрической энергии по ГОСТ 8.259 или МИ2158;

контроль параметров цепей, соединяющих вторичные цепи измерительных трансформаторов и счетчика электроэнергии узла учета каждого из фидеров, и индивидуальную поверку измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217 и метрологический контроль измерительных трансформаторов напряжения по методике ГОСТ 8.216 при действующем напряжении на подстанции.

Опираясь на уже имеющийся опыт эксплуатации ППЛ, следует отметить, что без активного содействия со стороны региональных АО энергосистем в проведении метрологического обслуживания узлов учета на подстанциях независимой метрологической организацией эта проблема решена быть не может. В ее основе должен быть положен фактор экономической заинтересованности региональных АО энергосистем в проведении метрологических работ и независимость организации, оказывающей метрологические услуги.

С другой стороны, эта заинтересованность будет проявляться , когда результатом метрологического обслуживания будет являться не только выдаваемое Свидетельство о поверке, подтверждающее соответствие применяемых средств измерений требованиям распространяющихся на них стандартов, а и выполнение персоналом ППЛ регулировочных и иных работ, направленных на достижение максимальной точности для определенных режимов измерений на подстанции. Кроме того, по результатам мониторинга энергопотребления, персонал ППЛ может выдавать энергетический паспорт подстанции и выдать рекомендаций по совершенствованию методики выполнения измерения мощности и учета электроэнергии.

Из изложенного напрашивается вывод, что организацию независимого комплексного метрологического обслуживания средств измерений при учете электроэнергии в новых экономических условиях на основе ППЛ целесообразно осуществлять с помощью специально учреждаемых региональных независимых метрологических энергетических компаний, объединяемых, например, в холдинг. Учредителями независимых компаний, безусловно, должны и могут выступать ГЦИ и(или) ГНМЦ Госстандарта, региональные АО Энергосистемы, и мощные энергопотребители. Это позволит, с одной стороны, за счет средств учредителей в кратчайшие сроки оснастить региональные компании высоковольтными ППЛ и обеспечить соответствующим объемом заказов, а с другой, на необходимом уровне с помощью ГЦИ или ГНЦИ Госстандарта под методическим руководством специалистов решать вопросы метрологического обеспечения комплектов средств поверки, входящих в состав высоковольтных ППЛ. К задачам холдинга должныбыть отнесены вопросы научного, нормативного, методического, координационного и иного общего характера [4].

К организационным аспектам проблемы, связанным с обеспечением достоверности и конфиденциальности передачи коммерческих учетных данных с точек учета в базу данных централизованной системы коммерческого учета оптового рынка следует отнести необходимость перехода на цифровые коммуникационные методы с использованием глобальных сетей, включая Интернет. Это, с одной стороны, позволит упростить и ускорить цикл формирования централизованной автоматизированной коммерческой системы и работу оптового рынка электроэнергии и, с другой, резко сократить количество объектов, подлежащих метрологическому обслуживанию, при передаче коммерческой информации на цифровой основе, т.е. «опустить» вопросы метрологического обеспечения коммерческих каналов автоматизированных систем до уровня точки учета или терминалов, оснащенных цифровым стандартным выходом и коммуникационным портом.

Литература.

[1] Зубков И.П. Проблемы поверки трансформаторов тока и напряжения в эксплуатации. Метрология электрических измерений в электроэнергетике. Доклады и тезисы семинаров и конференций в 1998-2001г./Издательство НЦ ЭНАС, М., 2001, с.327.

[2] РД 153-34.011.209-99 Учет электрической энергии и мощности на энергообъектах.

Рекомендации. Автоматизированные системы контроля и учета электроэнергии и мощности. Типовая методика выполнения измерений электроэнергии и мощности.

[3] АВОД.466364.007МП Автоматизированные системы коммерческого учета электрической энергии АСКУЭ-С. Методика поверки.

[4] Гамазов Ю.А., Докучаев Ю.М. Как приметить слона./ Мир измерений №1 2001, с.18-20