Как реализованы функции АСКУЭ?

1)Обеспечение точного учета, своевременности, правильности и полноты платежей за потребленную электроэнергию.

Многие разработчики АСКУЭ не доверяют потребителям (абонентам) самостоятельно рассчитывать и оплачивать потребленную электроэнергию. В то же время статистические данные говорят о том, что до 50% всех абонентов своевременно, правильно и в полном объеме оплачивают потребленную электроэнергию. Остальные абоненты делятся на задолженников (около 40%), которым нужны постоянные напоминания и злостных неплательщиков (до 10%). Расхитители электроэнергии, как правило, тоже находятся среди последних (журнал "Энергосбережение" №2/2000, стр.50; информационно-справочное издание "Новости Электротехники" №3(21) 2003г.).

Следовательно, особое внимание необходимо уделять последним двум категориям абонентов с точки зрения применения к ним мер постоянного контроля.

Для выполнения цикла, связанного с потреблением электроэнергии и оплатой за нее, в АСКУЭ предусматриваются два основных режима:

- режим беспрепятственного (комфортного) потребления электроэнергии абонентом;

- режим ограничения потребляемой мощности (ограничение комфорта).

Ограничение мощности может быть установлено на любом уровне, вплоть до нуля (полное отключение). Реализацию режимов обеспечивают многофункциональные электронные счетчики с возможностью коммутации нагрузки, управляемые по широковещательному радиоканалу из одного передающего центра.

Первый режим работает у абонента до тех пор, пока сумма его долга или срок задержки оплаты не превысит определенный в договорных отношениях порог (уровень).

Второй режим работает в том случае, если абонент самостоятельно рассчитал и оплатил потребленную электроэнергию неправильно, не в полном объеме или не в срок. Длительность такого режима напрямую связана с задержкой оплаты, а низкий уровень ограничения мощности не позволяют абоненту бесконтрольно продолжить потребление электроэнергии в долг. Кроме того, явно выраженная некомфортность режима электропотребления с ограничением мощности вынуждает абонента своевременно и в полном объеме вносить платежи.

Отметим, что никакого нарушения законодательства (в частности, в отношении физических лиц) не происходит, т.к. перерыва в электроснабжении абонента нет.

После оплаты задолженности абонентом режим ограничения мощности снимается специальной радиокомандой, поступающей на счетчик, и комфортное электропотребление восстанавливается. Далее работа продолжается в цикле.

Естественно для обеспечения такого цикла кроме счетчика необходимы специальные программно-технические средства АСКУЭ, которые устанавливаются на предприятии энергосбыта. Точность учета потребляемой электроэнергии определяется метрологическими характеристиками электросчетчиков, устанавливаемых у абонентов. Кроме того, электросчетчик «подсказывает» абоненту, сколько ему осталось работать в комфортном режиме, выводя на жидкокристаллический индикатор не только суммарные показания, номер тарифа, но и текущий баланс абонента (фактически, текущее состояние лицевого счета).

Одним из важных моментов организационно-технического процесса функционирования АСКУЭ является отсутствие необходимости организовывать постоянно действующую систему сбора телеметрической информации для выполнения последующих автоматизированных расчетов с абонентами и, соответственно, нести затраты на нее. В данной ситуации абоненты сами заинтересованы в правильности и своевременности оплаты, поступающей в энергосбыт, и организуют тем самым постоянно действующую систему сбора финансовой информации (т.е. основная информационная связь в АСКУЭ осуществляется непосредственно по финансовому потоку). Тем не менее, возможность дистанционного получения телеметрической информации (в случае необходимости) от приборов учета в АСКУЭ предусмотрена.

2) Выявление хищений электроэнергии и их предотвращение.

Рост коммерческих потерь электроэнергии в сетях 0,4 кВ в последние годы принял угрожающие масштабы. Значительной «вклад» здесь вносят хищения электроэнергии путем обмана, блокировки приборов учета или несанкционированного подключения электроприборов в обход приборов учета.

Технические и конструкторские решения, принятые при организации узла учета электроэнергии АСКУЭ, таковы, что исключают обман или блокировку прибора учета без его механического взлома. Что касается выявления мест несанкционированных подключений электрооборудования в обход приборов учета, то в АСКУЭ предусмотрены мероприятия по выявлению мест таких подключений.

Например, имеется возможность контроля потребления электроэнергии в линии электроснабжения при полностью отключенной коммерческой нагрузке (потребление в линии в режиме холостого хода). Возможен контроль индивидуального потребления абонента на вводе его линии электроснабжения при дистанционно отключенной нагрузке абонента. На основе данных по энергопотреблению, технических характеристик элементов сети и замеров технологических параметров в различных узлах и нагрузочных режимах с помощью АСКУЭ можно расчетным методом определить места несанкционированных подключений к линиям электроснабжения.

Выполнение этих функций АСКУЭ в сочетании с другими организационно-техническими решениями (например, вынос приборов учета за границы территориальной собственности абонентов, их вандалозащита, организация электрического ввода силовым изолированным коаксиальным проводом и др.) могут предотвратить хищения электроэнергии.

3) Обеспечение функций оперативного, дистанционного, индивидуального диспетчерского управления в системе.

В АСКУЭ применен принцип индивидуального цифрового адресного радиоуправления с использованием «сквозной» радиочастоты.

За счет этого имеется возможность дистанционного управления режимами работы каждого электросчетчика в системе независимо от его территориального расположения и принадлежности к питающему фидеру с использованием одной радиочастоты на всю систему. Например, возможна подача команд, связанных с оплатой задолженности (пополнение лицевого счета); отключением и включением нагрузки по каким-либо признакам (превышение мощности в режиме ее ограничения и наоборот, принудительное введение режима ограничения мощности и его отмена); проведением специальных технологических мероприятий, связанных с мониторингом сети электроснабжения и выявлением хищений электроэнергии и др.

4) Контроль технологических параметров сети электроснабжения (оценка качества электроэнергии) и при необходимости защита электрооборудования потребителей в аварийных режимах.

В АСКУЭ имеется возможность осуществлять контроль технологических параметров сети электроснабжения, например, напряжения в узле присоединения нагрузки и мощности потребления нагрузки. Это позволяет теми же техническими средствами оценить качество процесса электроснабжения, выполнить защиту электрооборудования потребителей в аварийных режимах, анализировать и прогнозировать нагрузочные режимы, эффективно использовать сеть электроснабжения. Электросчетчик может играть роль регистратора, записывая в память и отображая на индикаторе значения технологических параметров сети и факты выхода этих параметров за допустимые пределы (например, напряжение сети, потребляемая мощность и др.). В случае активации функций защиты оборудования электросчетчик может подавать сигнал на отключение нагрузки. В качестве коммутационного элемента может применяться УЗО, сильноточное реле, автоматический выключатель с расцепителем.

5) Возможность получения данных с приборов учета без вторжения на территорию потребителя или без его непосредственного участия.

Данные с приборов учета могут быть получены тремя способами:

- визуально при непосредственном взаимодействии контролера с электросчетчиком;

- при помощи мобильного устройства контролера по инфракрасному каналу связи в непосредственной близости от электросчетчика;

- при помощи мобильного устройства контролера по радиоканалу на расстоянии до 100 м от электросчетчика.

6) Технологическая надежность и защита от несанкционированных воздействий на систему.

Все конструкционные и технологические элементы АСКУЭ стандартизированы. В элементах АСКУЭ применены прогрессивные технические решения, использующие последние достижения микроэлектроники и микропроцессорной техники. Узлы и элементы системы имеют встроенные функции самодиагностики и защиты от сбоев и помех. Программное обеспечение использует восстанавливающие коды, при передаче информации в АСКУЭ используются протокольное кодирование, принцип информационной избыточности и парольная защита команд от взлома, модификации и повторения. Программирование электросчетчиков возможно только в техническом отделе предприятия энергосбыта. Функциональные обязанности всех операторов, осуществляющих прием оплаты и передачи команд, программно регламентированы, защищены от несанкционированного доступа. Круглосуточно ведется общая база данных всех событий, происходящих в АСКУЭ.

7) Эффективная работа независимо от концентрации абонентов на обслуживаемой территории.

Заложенные в АСКУЭ принципы позволяют ей одинаково эффективно работать как в городских условиях, как и в сельской местности. Отсутствие необходимости в обратной телеметрической информации от электросчетчиков обусловливает отсутствие необходимости в надстройке инфраструктуры связи. Прямое адресное управление режимами электропотребления каждого абонента системы из одного радиопередающего центра с зоной обслуживания в радиусе порядка 30 км и высокой пропускной способностью (более 5 млн. счетчиков на один радиопередатчик) позволяет практически не зависеть от концентрации абонентов на обслуживаемой территории. Возможно многократное расширение зоны радиоуправления путем введения дополнительных ретрансляторов или использования дополнительных частот.

8) Минимизация финансовых затрат на этапах создания и эксплуатации.

Затраты на создание и эксплуатацию АСКУЭ могут быть в несколько раз меньше, чем у имеющихся предложений с аналогичным уровнем сервиса. Это обусловлено отсутствием затрат на создание и эксплуатацию телеметрической сети связи и применением прямого адресного радиоуправления счетчиками в системе.

Программно-технические средства АСКУЭ разработаны с учетом возможности их поэтапного ввода в эксплуатацию. Для этого предусмотрено два основных технологических режима:

- пассивный (децентрализованный или подготовительный);

- активный (централизованный или основной).

В пассивном режиме счетчики электроэнергии могут работать самостоятельно без управления их режимами со стороны энергоснабжающей организации через центральный радиопередатчик. Например, на счетчики могут не передаваться сведения по оплате за потребленную электроэнергию. Соответственно, ограничение мощности потребления, связанное с несвоевременностью или неточностью платежа отсутствует. В этом случае функционирование АСКУЭ похоже на работу других систем пассивного учета поступления платежей от абонентов (см. аналоги в разделе "Наш взгляд на АСКУЭ", первая группа АСКУЭ). Пассивный режим, по-существу, является подготовительным. Он позволяет одновременно с заменой электрических счетчиков у абонентов осуществлять проектирование сети радиоуправления, выполнять инсталляцию программно-технических средств на предприятии энергосбыта, готовя систему к переводу в активный режим. Это существенно ускоряет процесс внедрения АСКУЭ.

В активном режиме счетчики электроэнергии управляются по широковещательному радиоканалу из одного центра управления. Перевод счетчиков электроэнергии в активный режим осуществляется дистанционно специальной радиокомандой.

Разовые затраты энергоснабжающей организации, как правило, состоят из:

- затрат на проектирование сети радиоуправления (определяется на этапе согласования технического задания);

- затрат на присвоение радиочастоты (ориентировочно около 5 тыс. долларов США), если в распоряжении энергопредприятия необходимой частоты нет или имеющуюся частоту использовать нельзя;

- затрат на приобретение и монтаж радиопередатчика (5 – 10 тыс. долларов США);

- затрат на создание узлов учета: многофункциональный электронный счетчик электроэнергии + коммутационный элемент + монтажный щиток (предположительно 2 тыс. рублей за единицу);

- затрат на приобретение и инсталляцию программно-технических средств, устанавливаемых на предприятии энергосбыта;

- затрат на обучение персонала энергосбыта.

Стоимость последних трех пунктов определяется на этапе согласования технического задания.

С ростом численности абонентов в АСКУЭ разовые удельные затраты снижаются.

Текущие затраты складываются из эксплуатационных расходов на поддержание работоспособности программно-технических средств.

Отметим, что дополнительной штатной численности АСКУЭ не требует.

Затраты на создание и эксплуатацию АСКУЭ кроме того покрываются из финансовых средств, появляющихся в распоряжении предприятия энергосбыта в результате снижения коммерческих потерь электроэнергии.

Предложений от различных производителей АСКУЭ сейчас много, хотя все условно могут быть поделены на две группы:

1) АСКУЭ со сбором телеметрической информации в энергосбыт (по силовой сети, радиоканалам, посредством телефонных или GSM-модемов и т.д.).

2) АСКУЭ на основе счетчиков с программируемыми смарт-картами и возможностью коммутации нагрузки.

И для первой и для второй группы существуют технологические, организационные, юридические и финансовые проблемы, связанные с эксплуатацией АСКУЭ в реальных условиях.

В конкурентной борьбе за рынок многие производители АСКУЭ предлагают энергосистемам решения, основанные в основном на скорейшем продвижении своего первичного товара – электросчетчиков. Дальнейший процесс превращения кучи счетчиков в АСКУЭ предполагается как само собой разумеющееся мероприятие, связанное лишь с созданием определенной технической надстройки. Этот подход импонирует персоналу энергосбыта, заинтересованному в энергосбережении, так как связан в основном с уже знакомым делом – заменой старых счетчиков на новые, более высокого класса точности с какими-нибудь телеметрическими выходами или смарт-картами.

Стороны полны оптимизма и уверены в успехе совместного начинания, недооценивая негативную роль специфических для сетей 0,4 кВ факторов, например:

- наличие как сконцентрированных, так и распределенных по большим территориям электропотребителей;

- возможность несанкционированного подключения к линии электроснабжения с целью хищения электроэнергии;

- размещение приборов учета на объектах частной собственности (дома и квартиры);

- наличие конституционной защиты жилища физических лиц от проникновения посторонних (в том числе контролеров энергосбыта);

- невозможность в одностороннем порядке прекратить процесс энергоснабжения физических лиц, даже если они являются должниками (согласно ГК РФ);

- возможность умышленного искажения показаний электросчетчиков со стороны потребителей электроэнергии;

- возможность недобросовестного отношения контролеров энергосбыта к своим обязанностям;

- малая удельная доходность процесса электроснабжения;

- плачевное техническое состояние распределительных сетей;

- наличие в схеме электроснабжения воздушных ЛЭП большой протяженности с проводами без изоляции и др.

Цели и задачи коммерческого учета.

Целью коммерческого учета на оптовом рынке является получение Продавцами, Покупателями, Оператором торговой системы и другими заинтересованными участниками оптового рынка достоверной, соответствующей действующим нормативным документам, информации о поставке товарной продукции (электроэнергии, мощности) для организации коммерческих расчетов в соответствии с правилами работы оптового рынка электроэнергии.

Данные коммерческого учета могут быть использованы также и для решения технических, технико-экономических и статистических задач, как самого субъекта оптового рынка, так и на всех уровнях иерархии управления энергетическим производством.

Коммерческий учет для определения движения товарной продукции должен быть автоматизированным и охватывать весь объём потребления, передачи и отпуска в натуральном выражении (при не возможности, это должно быть оговорено договором поставки). При этом информация не автоматизированного коммерческого учёта должна заноситься в базу данных АСКУЭ вручную, с периодичностью, определяемой расчетным периодом и договором с Оператором торговой системы.

Организация коммерческого учета (в т.ч. АСКУЭ) должна осуществляться, как правило, собственником энергообъекта (энергообъектов) по техническим условиям (ТУ) Оператора торговой системы (для предприятий Минатома России ТУ на АСКУЭ согласовываются с концерном "Росэнергоатом).

К АСКУЭ субъекта оптового рынка, по согласованию с их собственником, могут быть предъявлены дополнительные технические требования со стороны органов управления энергетическим производством (в т.ч. органов оперативно-диспетчерского управления) по объему и периодичности передаваемой информации. В этом случае реализация данных технических требований (сверх требований организации коммерческого учета на оптовом рынке) должна производиться за счет средств органов предъявляющих эти требования.

Оснащение средствами коммерческого учета оптового рынка энергообъектов, независимо от их формы собственности и балансовой принадлежности, должно осуществляться на всех границах их балансовой принадлежности с энергообъектами других собственников. Центры сбора информации АСКУЭ сетей РАО "ЕЭС России" устанавливаются в соответствующих региональных подразделениях этих сетей (МЭС). Оператор торговой системы имеет право проводить выборочные проверки параметров качества электроэнергии в зонах поставки на соответствие ГОСТу 13109-97.

Расположение технических средств коммерческого учета на оптовом рынке.

Схема расстановки технических средств коммерческого учета определяется проектом АСКУЭ и находит отражения в договорах. Порядок обмена коммерческой информацией на оптовом рынке определяются договорными отношениями между субъектами рынка и оператора торговой системы.

Системы коммерческого учета (в т.ч. АСКУЭ) субъектов рынка должны создаваться таким образом, чтобы сечение поставки и сечение учета для них совпадали, а на каждую зону поставки приходилось две зоны учета по обе стороны от зоны поставки.

Данное требование необходимо реализовать в целях резервирования средств коммерческого учета, контроля достоверности информации и возможности расчетного определения потерь электроэнергии (мощности) в элементах сети.

Сечения поставки и учета могут не совпадать, а субъект оптового рынка может иметь только одну зону учета, что отражается в договоре поставки с Оператором торговой системы оптового рынка.

При расчетах субъекта рынка по двухставочному тарифу временно, до ввода в эксплуатацию АСКУЭ, допускается использование информации о фактических среднечасовых значениях мощности в контрольные часы суток на основе телеизмерений мощности из ОИК, но не более 6-и месяцев, что должно определятся в договорах поставки по согласованию с Оператором торговой системы.

В целях достоверизации показаний приборов учета на элементах сети, входящих в сечение поставки, на остальных присоединениях системы шин (секции), от которой отходят данные элементы сети, должны устанавливаться измерительные комплексы средств технического учета для составления баланса по системе шин (секции) не реже одного раза в месяц.

С целью контроля достоверности коммерческого учёта на энергообъектах субъектов оптового рынка должно проводится периодическое измерение небаланса электроэнергии и мощности (по системам шин или ВЛ в соответствии с договором).

По согласованию между Оператором торговой системы и субъектом оптового рынка допускается устанавливать в зоне поставки стационарные технические средства контроля качества электроэнергии.

Расчет потерь.

Потери рассчитываются субъектами оптового рынка и согласуются ОТС в соответствии с заключёнными договорами и действующим Законодательством РФ. Основные пути снижения потерь электроэнергии. АСКУЭ .   Все мероприятия по снижению потерь можно разделить на две большие группы: - организационные - технические Основы организационных мероприятий составляют следующие: - внедрение программного обеспечения, проведение расчетов по выявлению точек с наибольшими потерями, расчет величины потерь в целом; - введение различных систем контроля и стимулирования персонала; - установление в договорах электроснабжения условий потребления реактивной энергии потребителями и т.д. Основу технических мероприятий составляет: - реализация оптимальных режимов работы сетей (определение точек нормального разрыва, регулирования напряжения на ЦП, выравнивание нагрузок фаз в сети 0,38кВ, оптимизация работы двухтрансформаторных подстанций, перевод неработающих генераторов в режим СК и т.д.) - реконструкция электрических сетей (разукрупнение подстанций, ввод КУ, ввод РПН, сооружение новы линий, увеличение сечения и мощности трансформаторов и т.д.) - совершенствование учета электроэнергии (работа ИТТ без перегрузок, установка АСКУЭ, периодические проверки и т.д.)   В условиях реформы всей российской экономики, вопросы концепции развития АСКУЭ встали достаточно остро. Она безусловно нужна как городу, так в сельских районах и фактически является технической базой реализации договорных и финансовых взаимоотношений между поставщиками и потребителя энергоресурсов, а также эффективным инструментом по реализации экономических методов управления потреблением энергоресурсов, также позволит автоматизировать финансово-банковские операции при расчете с потребителями.   Конечно, можно осуществлять учет старыми «дедовскими» методами, однако разумнее и экономичнее использовать АСКУЭ. В последние годы наблюдается резкое повышение интереса к комплексным системам учета энергоресурсов, связанное со структурной перестройкой экономики страны. В настоящее время АСКУЭ стала успешно применяться даже при строительстве жилых домов в крупных российских городах, и видна тенденции к тому, что скоро внедрение АСКУЭ в промышленность и жилищное строительство станет в России повсеместным. К настоящему моменту на рынке существуют множество различных систем АСКУЭ. В основном их отличия друг от друга заключаются в следующем: тип выходной телеметрической информации используемых приборов учета (аналоговая, импульсная, встроенный интерфейс с различным протоколом обмена); принцип передачи накопленной информации (выделенный канал, телефонная линия, силовая линия, mini GSM или же прямой съем информации на самом объекте). Однако опыт показал, что передача данных только по одному из указанных видов связи ненадежна, так как каждый конкретный объект имеет свои особенности. НОРМИРОВАНИЕ ТЕХНИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В СЕТЯХ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ Основная задача энергосистем (энергообъединений) – надежное снабжение потребителей электрической и тепловой энергией нормативного качества при минимальных затратах на выработку, передачу и распределение энергии. Обычно эта задача вследствие ее многокритериальности в общем виде не имеет строгого решения и сводится к решению по одному критерию при замене всех остальных ограничениями. Часть выработанной электроэнергии расходуется в электрических сетях энергосистемы на создание электрических и магнитных полей и является необходимым технологическим расходом на ее передачу. Поскольку полезно отпущенная потребителям электроэнергия Э_п.о меньше энергии, отпушенной в сеть Э_о.с, технологический расход энергии на передачу обычно называют техническими потерями DЭ_т.п. К нереализованной электроэнергии также относятся производственные нужды DЭ_п.н – часть энергии, расходуемой в сетях на производственные нужды энергосистемы (ремонтные базы, электрокотельные и пр.) и не связанной непосредственно с ее передачей. Баланс электрической энергии в сетях энергосистемы можно представить в виде Э_о.с = Э_п.о + DЭ_т.п + DЭ_п.н ± DЭ_к.п,   где DЭ_к.п – так называемые коммерческие потери. Коммерческие потери появляются в балансе энергии как составляющая потерь, в связи с тем, что отпущенная в сеть электроэнергия определяется по коммерческим приборам учета (счетчикам), фиксирующим отпуск электроэнергии в сеть собственными электростанциями системы, электростанциями других ведомств и соседними энергосистемами, а полезно отпущенная энергия вычисляется по сумме фактически оплаченных счетов от потребителей за рассматриваемый расчетный период времени. Так как записи показаний счетчиков и оплату счетов за потребленную электроэнергию производят неодновременно, к тому же приборы учета имеют погрешность, то возможен небаланс ± DЭ_к.п. Необходимо добавить, что отнести его к потерям можно лищь условно, это потери учета и физически как технологический расход не существуют. В связи с изменившимися условиями хозяйствования (за последние 8...10 лет) целесообразно перейти от концепции планирования к нормированию потерь с определением нормируемых характеристик потерь электроэнергии (НХПЭ) в электрических сетях. Нормирование потерь является альтернативой их жесткому директивному планированию, при котором плановые задания на предстоящий месяц или квартал определяются заранее и, как правило, не корректируются независимо то того, в какой мере фактические показатели режимов энергосистемы отличаются от запланированных. В этих условиях основным способом выполнения плановых заданий по потерям в электрических сетях является “регулирование” полезного отпуска электроэнергии. Поэтому не случайно в большинстве энергосистем ответственность за выполнение планов потерь возложена на персонал сбытовых структурных подразделений. Следует отметить, что ежегодно планируемые в энергосистемых мероприятия по снижению потерь существенно не влияют на выполнение плановых заданий. Главным недостатком планирования потерь “от достигнутого” является то, что оно не играет мобилизующей роли для персонала электросетевых предприятий. Переход от планирования потерь в существующем виде к их нормированию позволит, с одной стороны, освободить персонал энергосистем от экономической ответственности за дополнительные потери, возникающие по не зависящим от него причиам. С другой стороны, при наличии обоснованных нормативов потерь появляются дополнительные возможности стимулирования персонала за реальное их снижение, т. е. появляется достаточно мощный рычаг для управления уровнем потерь электроэнергии (энергосбережения). Методика расчета норматива потерь электроэнергии в электрических сетях Рассмотрим ключевые положения методики нормирования технических потерь электроэнергии в питающих и распределительных сетях энергосистем. 1. Нормирование потерь осуществляется на основе нормативных характеристик потерь электроэнергии (НХПЭ). 2. НХПЭ представляет сабой аналитическую зависимость технических потерь электроэнергии в абсолютных единицах (тыс.кВт.ч) от основных режимных факторов, определяющих их величину. 3. Нормативное значение потерь электроэнергии, или норматив потерь (НП), за любой прошедший месяц определяется путем подстановки в НХПЭ абсолютных значений факторов (в тыс. кВт×ч) за соответствующий месяц, а за квартал (год) - подстановкой значений факторов за соответствующий период времени либо суммированием нарастающим итогом месячных нормативов потерь. 4. С учетом известных особенностей потокораспределения в разомкнутых и замкнутых сетях НХПЭ рассчитывается отдельно для разомкнутой (распределительной) и замкнутой (питающей) сети энергосистемы. Под распределительной сетью (РС) понимаются все разомкнутые сети напряжением 150 кВ и ниже. Под питающей сетью (ПС) понимается замкнутая сеть напряжением 110 кВ и выше со всеми электростанциями, подключенными к указанной сети, и транзитными линиями указанного класса напряжения. 5. В качестве режимных факторов для РС и ПС используются потоки активной энергии, контролируемые приборами коммерческого учета или определяемые по отчетным балансам энергии. Для РС набор режимных факторов строго фиксирован и принят единым для всех энергосистем. Это величины суммарного пропуска энергии в сеть каждого класса напряжения от электростанций и соседних энергосистем, а также величины полезного отпуска электроэнергии собственным потребителям и соседним энергосистемам из сети каждого класса напряжения. Для ПС выбор режимных факторов для каждой энергосистемы (энергообъединения) должен производиться индивидуально с учетом особенностей схемы ПС и режимов ее работы. Как правило, факторами являются транзитные перетоки энергии с учетом их направления, отпуск энергии с шин наиболее крупных электростанций, суммарный полезный отпуск энергии собственным потребителям. В отдельных случаях за режимные факторы для ПС могут быть приняты величины потребления энергии наиболее крупными нагрузочными узлами с графиком нагрузки, существенно отличным от графика нагрузки энергосистемы в целом. Методической основой для получения НХПЭ для РС является принцип построения структурно-балансовых моделей (СБМ) электрических сетей, применяемых в последнее время для анализа потерь. Указанные модели представляют собой специализированные схемы замещения реальных РС. Модель включает в себя три группы шин: питающие шины i -го напряжения (Ш_{п i} ), приемные шины того же напряжения (Ш_прi) и шины Ш_{в-с i} , полученные в результате условного объединения вводов вторичного и среднего напряжения приемных подстанций с первичным напряжением U _{пр i} Питающие шины получаются в результате условного объединения шин электростанций и шин вторичного и среднего напряжения понизительных подстанций более высокого напряжения. Приемные шины – это также условно объединенные шины i -го напряжения, к которым подключены все трансформаторы данного класса напряжения. Между шинами Ш_{п i} и Ш_{пр i} включено эквивалентное сопротивление проводов всех распределительных линий i -й ступени напряжения (R _{эп i} ). В свою очередь между Ш_{пр i} и Ш_{в-с i} включено эквивалентное сопротивление всех трансформаторов i -го напряжения (R _{эт i} ). Эквивалентные сопротивления R _{эп i} и R _{эт i} определяются по обобщенным физическим параметрам сети, к которым относятся суммарная протяженность линий каждого номинального напряжения в отдельности (L_i), количество этих линий (N_i), суммарная установленная мощность трансформаторов i -го напряжения (S_i) и их количество. Использование обобщенных характеристик линий и трансформаторов для каждой ступени номинального напряжения в отдельности является необходимым и применительно к задаче нормирования потерь не имеет альтернатив. Это вытекает из структуры отчетных балансов электроэнергии, которые служат информационной базой для нормирования потерь и содержат показания приборов коммерческого учета. 6. ПС, как правило, имеет несколько источников питания, загрузка которых в разные месяцы может существенно меняться не только из-за изменения суммарной нагрузки сети, но и за счет перераспределения мощностей между электростанциями и другими источниками питания. Классификация систем учета и электросчетчиков   Обобщенная структура АСКУЭ содержит три уровня: нижний - первичные измерительные преобразователи (ПИП) с телеметрическими выходами, осуществляющие непрерывно или с минимальным интервалом усреднения измерение параметров энергоучета потребителей (расход, мощность, давление, температура, количество энергоносителя, количество теплоты с энергоносителем) по точкам учета (фидер, труба); средний - контроллеры (К) - специализированные измерительные системы, или многофункциональные программируемые преобразователи с встроенным программным обеспечением энергоучета, осуществляющие в заданном цикле интервала усреднения круглосуточный сбор измерительных данных с территориально распределенных ПИП, накопление, обработку и передачу этих данных на верхний уровень; верхний - персональная ЭВМ (ПЭВМ) со специализированным программным обеспечением АСКУЭ, осуществляющая сбор информации с контроллера (или группы контроллеров) среднего уровня, итоговую обработку этой информации как по точкам учета, так и по их группам (по подразделениям и объектам предприятия), отображение и документирование данных учета в виде, удобном для анализа и принятия решений (управления) оперативным персоналом службы главного энергетика и руководством предприятия.

Архитектура АСКУЭ на оптовом рынке.

В связи с тем, что все субъекты оптового рынка в коммерческих взаимоотношениях являются равноправными сторонами договора, АСКУЭ субъектов оптового рынка должны находиться на одном уровне в иерархии АСКУЭ оптового рынка. Центры сбора информации от АСКУЭ оператора торговой системы и органов оперативно-диспетчерского управления представляют верхний уровень АСКУЭ оптового рынка.

На уровне субъекта оптового рынка должна собираться и храниться не менее трёх лет вся коммерческая информация о поставленной (купленной) товарной продукции на оптовом рынке (сальдо-переток электроэнергии и мощности) в соответствии с техническим заданием на создание АСКУЭ, включая результаты контроля небаланса на шинах п/с, и с договорами поставки электроэнергии между субъектом и Оператором торговой системы оптового рынка.

Смежные субъекты оптового рынка, участвующие в договорных отношениях должны, по согласованию с Оператором торговой системы, обеспечить передачу оператору необходимой коммерческой информацией между АСКУЭ субъектов.

Центр сбора и обработки информации Оператора торговой системы должен обеспечить:

• приём и обработку первичной коммерческой информации от АСКУЭ субъектов оптового рынка с периодичностью, определённой правилами оптового рынка;

• предоставление информации для проведения финансовых расчётов в соответствии с заключёнными договорами между субъектами оптового рынка;

• архивацию и хранение коммерческой информации в базе данных не менее трёх лет;

• автоматический контроль работоспособности АСКУЭ субъектов оптового рынка;

ведение базы данных технических и программных средств АСКУЭ субъектов оптового рынка;

диагностику комплекса технических и программных средств центра сбора информации.

Организация информационно-измерительных каналов.

Измерительный канал.

Основу измерительного канала системы коммерческого учёта составляют измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), их вторичные цепи, счетчик электрической энергии.

Для АСКУЭ, использующих статические счетчики электрической энергии на базе микропроцессоров с цифровым выходом, измерительные каналы заканчивается на информационном выходе электросчётчика. При использовании индукционных электросчётчиков с телеметрическими приставками или статических электросчётчиков с импульсным выходом в измерительные каналы входят телеметрические линии связи и устройства сбора и обработки данных (УСПД).

Измерительные каналы учета электроэнергии организуются в соответствии с требованиями действующих нормативных документов и должны обеспечивать метрологические характеристики в соответствии с требованиями Госстандарта РФ (ГОСТов РФ).

При новом строительстве, реконструкции или техперевооружении энергообъектов с присоединениями, входящими в сечение поставки (учета) для измерительных каналов, рекомендуется:

• устанавливать трансформаторы тока в трёх фазах (кроме сетей с изолированной нейтралью);

• исключать из измерительных токовых цепей устройства РЗА;

• применять специальные трансформаторы тока класса точности 0.2S, 0.5S;

• производить подключение электросчётчиков к измерительным трансформаторам напряжения отдельным кабелем;

• выводить измерительные цепи учёта на специальные испытательные блоки (испытательные коробки), устанавливаемые в непосредственной близости от электросчётчиков и обеспечить возможность их пломбировки;

• применять статические трёхэлементные счётчики электрической энергии на базе микропроцессоров с цифровым выходом;

Средства измерений должны быть внесены в Государственный реестр средств измерений РФ и иметь действующие свидетельства о поверке.

На каждый измерительный комплекс коммерческого учёта субъекта оптового рынка должен иметь паспорт протокол (по форме РД34.09.101-94), который должен переоформляться при всех производимых изменениях в измерительных каналах и при проведении плановых работ по периодической поверке средств измерений.

Технические требования к электросчётчикам приведены в приложении 1.

Информационный канал.

Каналы связи для передачи информации от АСКУЭ субъектов оптового рынка, входящих в РАО "ЕЭС России", на вышестоящий уровень организуются в соответствии с существующей структурой оперативно-диспетчерского управления РАО "ЕЭС России" и нормативными документами по построению средств диспетчерского и технологического управления (СДТУ).

Потребители - субъекты оптового рынка организуют отдельный канал связи для передачи данных от АСКУЭ в центр сбора и обработки информации Оператора торговой системы (существующий канал передачи данных должен быть сохранён). Канал связи должен быть двухстороннего действия и "непрерывным", т. е. без любых пунктов промежуточного накопления и обработки информации.

Пропускная способность каналов связи от потребителей субъектов оптового рынка до приемных станций Оператора торговой системы должна составлять не менее 24 кБит/сек. Технические средства и способ организации канала связи определяются при разработке конкретных проектов АСКУЭ.

В обязательном порядке предусматривается организация дублирующего канала связи.

При наличии у потребителя субъекта оптового рынка сечений поставки с другими субъектами оптового рынка необходимо организовывать каналы передачи информации от АСКУЭ потребителя к этим субъектам оптового рынка.

При наличии у потребителей субъектов оптового рынка сечений поставки с субабонентами необходимо организовывать канал передачи информации от АСКУЭ потребителя до субъекта оптового рынка, являющегося поставщиком электроэнергии для субабонентов.

Порядок создания АСКУЭ.

Координатором работ по созданию АСКУЭ субъектов оптового рынка является Оператор торговой системы.

Субъект оптового рынка (кандидат) обращается с письменным запросом к оператору торговой системы о выдаче технических условий (ТУ) на создание (модернизацию) АСКУЭ.

Оператор торговой системы в течение 2-х дней после получения запроса направляет опросный лист, на который субъект оптового рынка должен подготовить ответ и представить необходимую документацию.

Оператор торговой системы обязан в течение 10-и дней выдать ТУ на создание АСКУЭ, дать мотивированный отказ или запросить дополнительную информацию.

На основании ТУ, субъект оптового рынка (кандидат) должен разработать техническое задание (ТЗ) на проектирование АСКУЭ.

ТЗ должно быть согласовано со всеми заинтересованными сторонами и содержать план-график выполнения этапов работ по созданию и внедрению АСКУЭ.

На стадии проектирования должны быть:

• уточнены границы эксплуатационной ответственности;

• выбраны места размещения точек коммерческого учёта;

• выбраны технические средства;

• определены места сбора и обработки первичной информации;

• проработаны вопросы организации системы передачи информации на уровне субъекта оптового рынка;

• проработаны вопросы организации основных и резервных каналов связи от субъекта оптового рынка к смежным уровням и к центру сбора и обработки данных АСКУЭ оптового рынка (Оператору торговой системы);

• решены вопросы защиты от несанкционированного доступа, как к техническим средствам, так и к программно - информационному обеспечению;

• проработаны вопросы автоматической диагностики работоспособности АСКУЭ;

• определены выходные формы предоставления информации для пользователей;

• решены вопросы синхронизации работы технических средств и привязки их к системе единого астрономического времени.

Проект должен быть согласован с заинтересованными сторонами и утверждён Оператором торговой системы.

В период выполнения монтажных работ особое внимание должно быть уделено проведению ревизии средств коммерческого учёта (измерительных цепей, измерительных трансформаторов тока и напряжения, электросчётчиков) и защиты от несанкционированного доступа (Постановление Правительства РФ 1619 от 27.12.97г.).

Пуско-наладка АСКУЭ должна завершаться опытной эксплуатацией в полном объёме, с передачей информации на смежные уровни и в центр сбора и обработки информации АСКУЭ оптового рынка.

На этапе опытной эксплуатации должна быть проведена поверка измерительных каналов с целью определения метрологических характеристик в соответствии с действующими нормативно - техническими документами Госстандарта РФ.

Опытная эксплуатация завершается составлением соответствующего Акта.

Срок проведения опытной эксплуатации от 1-о до 3-х месяцев.

Ввод в промышленную эксплуатацию.

На основании Акта о завершении опытной эксплуатации субъект оптового рынка обращается к Оператору торговой системы с письмом о готовности АСКУЭ к сдаче в промышленную эксплуатацию.

Оператор торговой системы в течение 5-и дней должен направить своих представителей для пломбирования, установки паролей и запуска АСКУЭ субъекта оптового рынка в опытно-промышленную эксплуатацию сроком на один календарный месяц.

При выявлении сбоев или отказов в процессе опытно - промышленной эксплуатации АСКУЭ, субъект оптового рынка принимает меры к их устранению и сообщает Оператору торговой системы о готовности к повторному запуску АСКУЭ в опытно промышленную эксплуатацию.

При успешном завершении опытно - промышленной эксплуатации, Оператор торговой системы формирует комиссию и программу приёмки АСКУЭ субъекта оптового рынка в промышленную эксплуатацию.

Комиссия должна:

• подтвердить соответствие выполнения АСКУЭ утверждённому проекту,

• произвести проверку наличия необходимой документации и соответствующих свидетельств органов Госстандарта РФ.

• произвести анализ результатов опытной и опытно промышленной эксплуатации.

• произвести проверку наличия и сохранности установленных пломб и паролей в АСКУЭ.

При отсутствии замечаний комиссия должна принять решение о запуске АСКУЭ субъекта оптового рынка в промышленную эксплуатацию.

Акт комиссии должен подтверждать техническую, метрологическую и организационную готовность использования АСКУЭ для коммерческих расчётов на оптовом рынке.

Особенности построения АСКУЭ субъекта оптового рынка.

Создание АСКУЭ субъектов оптового рынка осуществляется на основании специально разрабатываемых индивидуальных (нетиповых) проектов, при этом необходимо стремиться к тому, чтобы как можно большая часть функций в АСКУЭ выполнялась автоматически (без участия человека).

На оптовом рынке присутствуют три группы субъектов:

• энергоснабжающие и сетевые организации;

• электростанции;

• потребители.

Особенностью АСКУЭ Энергоснабжающей организации, является, прежде всего, наличие удалённых контролируемых энергообъектов (от десятков до нескольких сотен километров), а так же разнообразием схем сетей на границах со смежными субъектами оптового рынка.

Архитектура АСКУЭ Энергоснабжающей организации, как правило, должна строиться в соответствии с существующей структурой оперативно-диспетчерского управления Энергоснабжающей организации.

На энергообъектах (п/с) имеющих связи со смежными субъектами оптового рынка устанавливаются устройства сбора и передачи данных (УСПД), обеспечивающие автоматический сбор информации по цифровому интерфейсу от интеллектуальных статических электросчётчиков коммерческого учёта*, обработку и передачу данных на сервер в центр сбора и обработки данных Энергоснабжающей организации.

На электростанциях субъектах оптового рынка, как правило, АСКУЭ должна обеспечивать, помимо коммерческих расчётов по отходящим линиям и присоединениям абонентов по прямым фидерам, расчёт баланса электроэнергии по электростанции. Информация от коммерческих электросчётчиков должна собираться отдельно от технического учёта, на разные УСПД и далее передаваться на сервер сбора и обработки данных АСКУЭ Электростанции (в соответствии с РД34.09.101-94).

Для потребителей субъектов оптового рынка АСКУЭ должна строится только по принципу автоматической системы. Вся информация от коммерческих электросчётчиков (включая субабонентов) должна собираться и обрабатываться в УСПД**.

Информация в центр сбора и обработки данных АСКУЭ ФОРЭМ должна поступать непосредственно из УСПД (при каскадном включении УСПД из центрального УСПД) потребителя субъекта оптового рынка.

УСПД должно обеспечивать передачу информации о электропотреблении субабонентов к поставщику электроэнергии субабонентам.

Эксплуатация и техническое обслуживание АСКУЭ субъектов оптового рынка.

Эксплуатация и техническое обслуживание АСКУЭ субъектов оптового рынка должно осуществляться в соответствии с требованиями действующих нормативно-технических документов и инструкций производителей технических средств и осуществляется за счет средств участника оптового рынка, на чьем балансе находится комплекс технических средств АСКУЭ.

Эксплуатация АСКУЭ субъекта оптового рынка может осуществляться персоналом субъекта оптового рынка или специализированной организацией, имеющей лицензию на данный вид работ и заключившей договор с Оператором торговой системы Оператором коммерческого учёта (ОКУ- смотри раздел 7).

Техническое обслуживание комплекса технических и программных средств АСКУЭ должно осуществляться специализированной организацией.

При эксплуатации и техническом обслуживании АСКУЭ должны выполняться организационные и технические мероприятия по обеспечению безопасности работ в соответствии с действующими правилами.

Периодическая поверка средств измерений, используемых для коммерческого учета электроэнергии и мощности субъектов оптового рынка должна производиться в сроки, установленные Госстандартом РФ.

Все виды работ определённые регламентом технического обслуживания АСКУЭ должны выполняться с извещением (или в присутствии) представителя оператора торговой системы.

Работы выходящие за рамки регламента технического обслуживания АСКУЭ (изменение электрических схем, изменение или замена программного обеспечения и т.п.) должны выполняться с согласия Оператора торговой системы.

По завершению работ по техническому обслуживанию АСКУЭ все нарушенные, в результате проведённых работ, пломбы (специальные маркировочные знаки), пароли - должны быть восстановлены. При необходимости должна быть внесены изменения в паспорта - протоколы на измерительные каналы.

В процессе текущей эксплуатации, при обнаружении неисправности в работе АСКУЭ, субъект оптового рынка обязан, в течение одного рабочего дня, проинформировать о случившемся специализированную организацию, осуществляющую техническое обслуживание.

Ответственность за работоспособность и сохранность комплекса технических и программных средств (в том числе и пломб) АСКУЭ должна быть предусмотрена договором эксплуатации средств коммерческого учёта.

Техническое обслуживание каналообразующих устройств и каналов связи АСКУЭ оптового рынка.

Обслуживание технических средств и каналообразующих устройств, предназначенных для передачи информации АСКУЭ у субъектов оптового рынка, входящих в структуру РАО "ЕЭС России", производится в соответствии с действующими инструкциями и распределением ответственности, определенными нормативными документами РАО "ЕЭС России".

Обслуживание аппаратуры передачи данных (модемов), входящих в состав АСКУЭ субъектов оптового рынка потребителей производит специализированная организация (ОКУ).

Субъект оптового рынка потребитель заключает договор на аренду средств связи (сотовые системы, выделенные каналы, спутниковые системы и т.п.) для передачи информации от АСКУЭ в центр сбора и обработки информации Оператора торговой системы и несет ответственность за выполнение указанного договора. Договор на аренду средств связи, заключается с оператором связи, гарантирующим выполнение требований по надежности и качеству предоставляемой услуги.

Организация сбора и использования коммерческой информации от АСКУЭ для расчетов на оптовом рынке.

Пользователями коммерческой информации АСКУЭ субъекта оптового рынка являются:

• Оператор торговой системы;

• ЦДУ;

• ОДУ;

• ОАО Энергосбыт, имеющее границу с субъектом оптового рынка;

• Субъект оптового рынка.

Измеряемыми показателями коммерческого учета являются количество поставленной на оптовый рынок или полученной с оптового рынка активной (кВт.час) и реактивной (кВар.час) электроэнергии за расчётный период, согласно заключенным договорам.

При расчетах по двухставочному тарифу дополнительным измеряемым параметром является мощность (кВт), учет мощности выполняется на основе данных АСКУЭ.

Для обеспечения сведения товарной продукции оптового рынка и возможности привязки информации к единым временным интервалам, все элементы АСКУЭ оптового рынка должны синхронизироваться не реже 1-го раза в сутки и работать по Московскому времени.

В целях получения полноценного объема информации Оператор торговой системы, ЦДУ и ОДУ осуществляют двухсторонний обмен информацией в объёме необходимом для их нормального функционирования в соответствии с утверждённым регламентом обмена информации.

База данных учитываемых (измеряемых) параметров.

АСКУЭ субъекта оптового рынка должна обеспечивать сбор, хранение в базе данных и передачу на верхний уровень в установленные сроки, или по запросу верхнего уровня следующую коммерческую информацию:

• Результаты формирования и контроля полного баланса энергии за расчетный период, как критерия достоверности учета;

• Базу данных технических и программных средств АСКУЭ включающую в себя: описание программных средств; технические параметры УСПД; технические параметры счетчиков; технические характеристики измерительных комплексов по каждому присоединению; метрологические характеристики измерительных комплексов; место установки технических средств учёта;

• Информацию о потреблении-генерации электроэнергии:

• Покупатели электроэнергии:

• Суточные графики усред

Дата добавления: 2014-01-07