Автоматизированная система контроля и учета электроэнергии

Внедрение АСКУЭ "ИСТОК" позволяет выявить экономические резервы, а также: Обеспечивает автоматизацию учетно-управленческой деятельности службы главного энергетика, сокращает непроизводительные затраты энергоресурсов и рабочего времени, привязывает энергопотребление к организационно-технической структуре предприятия. Позволяет:

- видеть реальную картину распределения энергетических потоков в соответствии с организационно-технической структурой предприятия;

- проводить объективный и точный анализ энергопотребления предприятия при различных режимах и условиях работы;

- наладить должный контроль и учет вплоть до каждого конкретного потребителя;

- обеспечить объективный расчет удельных норм расхода энергоресурсов на единицу продукции.

Технические характеристики составных частей АСКУЭ "ИСТОК".

Промышленная АСКУЭ " ИСТОК" предполагает 2-х уровневую схему построения На первом уровне устанавливаются измерительные системы (ИС). ИС представляют собой в общем случае совокупность первичных измерительных преобразователей (ПИП) и цифровых вычислительных устройств, объединенных общим алгоритмом функционирования. ИС предназначены для автоматизированного получения данных о состоянии объекта путем преобразований множества изменяющихся во времени и распределенных в пространстве величин (расход, температура, давление и т. д. ), характеризующих это состояние (тепловая энергия с паром и водой, электроэнергия, газ и т. д. ).

На втором уровне используется вычислительная система на базе персонального компьютера (ПК) сменного мастера (главного энергетика), которая производит сбор и обработку информации от ИС в масштабе реального времени. Применение специализированного программного обеспечения позволяет осуществить оптимизацию энергетических процессов по критерию максимума КПД, а в результате улучшить технико-экономические показатели. АСКУЭ "ИСТОК" это:

- гибкий комплекс измерительных технических средств, который позволяет организовать учет всех потребляемых топливно-энергетических ресурсов у любого конкретного заказчика, с любой спецификой производства, а также наращивать систему без участия наладочных организаций;

- автономность работы измерительных технических средств системы, энергонезависимая память;

- оперативная доступность к каждому узлу, группе и каналу учета;

- встроенные средства самодиагностики, позволяющие обеспечить бесперебойный учет потребления топливно-энергетических, материальных и сырьевых ресурсов;

- удобный интерфейс пользователя и современный дизайн.

Рисунок 11 Общая структурная схема АСКУЭ "Исток"

АСКУЭ "ИСТОК" первого уровня.

АСКУЭ "ИСТОК" первого уровня в общем виде строится на базе трех ИС:

1. ИС учета электроэнергии (др. видов энергоресурсов) на базе сумматора "ИСТОК-С" и контроллеров "ИСТОК-К".

2. ИС учета тепловой энергии с водой и водяным паром, газа, сжатого воздуха, воды и др. на базе преобразователя "ИСТОК-ТМ".

3. ИС регулирования температуры, давления и т. п. на базе регулятора "ИСТОК-Р".

ИС учета электроэнергии (др. видов энергоресурсов при применении ПИП симпульсным выходом).

Данная ИС строится на базе сумматора "ИСТОК-С" и контроллеров сбора данных (КСД) "ИСТОК-К".

Рисунок 12 Пример построения 48 канальной измерительной системы учета электрической энергии

КСД "ИСТОК-К" предназначен для сбора информации, поступающей от ПИП, имеющих импульсные выходные сигналы дистанционной передачи. КСД "ИСТОК-К" имеет 16 входных измерительных каналов и внутренний тестовый канал, по которым обеспечивается независимый прием, обработка и накопление поступающей информации с разбивкой ее по получасам и суткам, и мгновенной мощности потребления, усредненной за 3 мин.

Встроенные часы, позволяют контролировать время наработки и время сбойных ситуаций по цепи питания. Встроенное резервное питание, позволяет хранить накопленную информацию по каждому каналу учета по получасовой срезам - за 192 получаса, а по суточным - за 14 суток.

Сумматор "ИСТОК-С" является дальнейшей модернизацией КСД "ИСТОК-К" и выполнен на новой элементной базе.

ИС учета тепловой энергии с водой и водяным паром, газа, сжатого воздуха, воды. Сертификат типа № 1394 от 27. 12. 2000г. ; Госреестр № РБ 03 10 1214 00. Данная ИС строится на базе преобразователя "ИСТОК-ТМ".

Рисунок 13 Измерительная система учета тепловой энергии с водой и паром, газа и сжатого воздуха

Преобразователь "ИСТОК-ТМ" предназначен для коммерческого и технического учета пара (насыщенного и перегретого), теплофикационной воды, учета газа, сжатого воздуха и т. п. на предприятиях промышленности, энергетики, транспорта и сельского хозяйства.

Алгоритм работы преобразователя "ИСТОК-ТМ" помимо многоканальных точек учета предусматривает организацию групп учета (до четырех) и использование одноканальных точек учета. Одноканальные точки учета могут использоваться для контроля температуры, давления, перепада давления, измерения количества электроэнергии, процентного содержания в газах углекислого газа и азота, для измерения массового или объемного расхода. Группа учета представляет собой произвольную комбинацию каналов учета или отдельных расчетных параметров и обеспечивает возможность полного расчета количества тепла и расхода в замкнутых системах с учетом трубопроводов подпитки.

Преобразователь "ИСТОК-ТМ" используется совместно с любым первичным измерительным преобразователем (ПИП), имеющим следующие выходные сигналы:

1. унифицированный токовый сигнал в диапазонах: 0-20 мА; 0-5 мА; 4-20 мА;

2. сопротивления с НСХ типа ТСМ или ТСП по ГОСТ 6651-84;

3. частотно-импульсный сигнал в диапазоне частот от 0-1000 Гц (вихревые и турбинные 4. расходомеры и другие ПИП, имеющие частотно-импульсные сигналы с нормированным значением последовательности в единицах измеряемого параметра).

Преобразователь "ИСТОК-ТМ" имеет:

1) Входные каналы измерения сигналов постоянного тока (без учета каналов термосопр. ) - 12 шт. ;

2) Входные каналы для подключения термосопротивлений - 3 шт. ;

3) Входные каналы измерения частоты или количества импульсов - 2 шт. ;

4) Многоканальные точки учета (пар, горячая вода, газ, сжатый воздух) - 4 шт. ;

5) Одноканальные точки учета - 16 шт. ;

6) Группы учета - 4 шт.

Преобразователь "ИСТОК-ТМ" обеспечивает:

- прямое измерение и вычисление температуры, давления, массового расхода измеряемой среды и тепловой энергии теплоносителя;

- программирование любого типа и характеристик ПИП, параметров входных сигналов, количества точек (узлов) измерения, аварийных и договорных значений, схем учета, при использовании двух ПИП перепада давления с разными поддиапазонами, автоматический переход на прием информации от ПИП перепада давления с одного диапазона на другой;

- хранение и вывод на индикацию всех вычисляемых параметров за временные промежутки: текущие значения, за текущий и предыдущий час (на глубину 255 часов), за текущие и прошедшие сутки (на глубину 63 суток), за текущий расчетный период, за прошедший расчетный период (1 месяц);

- защиту от несанкционированного доступа и сохранность всех имеющихся в памяти данных при отключении электропитания на время, ограниченное сроком службы прибора и автоматическое возобновление работы при восстановлении электропитания;

- восстановление и накопление информации за время перерыва электропитания или отказа ПИП по последним значениям, полученным до отключения питания или договорным;

- вычисление количества измеряемой среды и тепловой энергии по установленным (запрограммированным) минимальным или максимальным значениям температуры, давления и расхода при выходе показаний соответствующих ПИП за заданные наибольшее и наименьшее значения;

- автоматическое тестирование функциональных узлов с выдачей результатов тестирования на индикацию и вывод на индикацию сообщений о нештатной ситуации и многое др.

АСКУЭ котельной “ИСТОК” рассчитывает оптимизированный алгоритм технологических процессов работы котлоагрегата и формирует управляющие решения по критерию максимума КПД в масштабе реального времени, что позволит объективно анализировать и оценивать принимаемые технические или организационные решения, направленные на экономию ТЭР, оптимальное управление котлоагрегатами и т. п.

Построение ИС для аппаратной обвязки паровых котлов типа ДЕ; ДКВР; ГМ на базе преобразователя «ИСТОК-ТМ» обеспечивает измерение не менее 14 основных параметров в реальном масштабе времени. При этом процент непрерывной продувки и коэффициент избытка воздуха определяются по результатам режимно-наладочных испытаний.

Применение АСКУЭ котельной “ИСТОК” позволяет контролировать работу котельной установки в реальном масштабе времени с вычислением следующих основных параметров:

- Теплопроизводительностькотлоагрегата - Q_j(гкал/ч);

- Паропроизводительность котельной установки с учетом непрерывной продувки - Д*ч (кг/ч);

- Теплопроизводительность котельной установки за вычетом тепла непрерывной продувки - р_ч (Гкал/ч);

- Потери тепла с продувочной водой %;

- Потери тепла с уходящими газами - q₂, %;

- Потери тепла с химическим недожогом;

- Потери тепла в окружающую среду - q₅, % ;

- Коэффициент полезного действия “брутто” - h к_бр, %;

- Коэффициент полезного действия с учетом непрерывной продувки - h *к^бр, %;

- Часовой расход условн. топлива - В_чусл, кг у. т. /Гкал ;

- Удельный расход топлива на выработку 1 Гкал тепла - В_гкал^усл, кг у. т. /Гкал.

Количество измеряемых параметров может изменяться в зависимости от особенностей конструкции котельной. ИС регулирования температуры, давления и т. п. Данная ИС строится на базе регулятора "ИСТОК-Р".

Микропроцессорный программируемый регулятор "ИСТОК-Р" предназначен для автоматического регулирования расхода теплоносителя в системах отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха, горячего водоснабжения, а также управления технологическими процессами (температура, давление, расход и т. п. ) путем формирования совместно с исполнительным механизмом управляющих воздействий в соответствии с оптимальными законами регулирования.

Рисунок 14 Пример построения измерительных систем регулирования на базе регулятора "Исток-Р"

Регулятор "ИСТОК-Р" используется совместно с любым ПИП, имеющим следующие выходные сигналы: унифицированный токовый сигнал в диапазонах: 0-20 мА и сопротивление с НСХ типа ТСМ по ГОСТ 6651-84.

Регулятор "ИСТОК-Р" обеспечивает:

- прямое измерение и вычисление температуры, и (или) давления по четырем измерительным каналам (ИК);

- автоматическое или ручное управление по двум независимым контурам регулирования (исполнительные механизмы - 220 В; 0,1-2 А).

- простое и удобное программирование любых алгоритмов и схем регулирования в любом сочетании;

- индикацию обрыва или короткого замыкания цепей ПИП (например, термометра сопротивления);

- сигнализацию верхнего и нижнего предельных отклонений регулируемого параметра от заданного значения;

- вывод на индикацию всех текущих и программируемых параметров; ведение календаря (число, день недели, месяц, год) и "часов";

- работу в автономном и сетевом режимах;

- длительное сохранение информации при отключении питания; связь с ПК по последовательному интерфейсу для дистанционного управления режимами работы и т. д.

АСКУЭ "ИСТОК" второго уровня.

АСКУЭ "ИСТОК" второго уровня в строится на базе мультиплексора "ИСТОК-М" и объектно-ориентированного программного обеспечения (ПО) "Секунда-Энергия", устанавливаемого на ПК. Программа "Секунда-Энергия" экономит время, поскольку ее дизайн делает работу понятной на интуитивном уровне. Время на обработку необходимой информации сокращается, поскольку обслуживающему персоналу нет необходимости выполнять расчеты, составлять уравнения и строить графики. Другой особенностью является скорость конфигурирования программы под конкретного пользователя. В программу "Секунда-Энергия" встроены все возможности, которые может использовать обслуживающий персонал для быстрой настройки и запуска процесса.

Мультиплексор "ИСТОК-М" обеспечивает создание сети на базе ИС первого уровня (вычислителей) и базового ПК. ПО "Секунда-Энергия", осуществляет оперативный сбор информации с первичных ИС для дальнейшей обработки в виде документов, таблиц, графиков и т. д.

Мультиплексор "ИСТОК-М" имеет: 8 информационных и 2 интерфейсных каналов связи; Информационные каналы связи предназначены для подключения ИС ("ИСТОК-К", "ИСТОК-С", "ИСТОК-Т", "ИСТОК-Р" и сумматора СЭМ-1) и интерфейсных каналов мультиплексора "ИСТОК-М" нижнего уровня. Интерфейсные каналы связи мультиплексора "ИСТОК-М" предназначены для подключения к ПК или для подключения информационных каналов связи мультиплексора "ИСТОК-М" верхнего уровня.

Подключение интерфейсных каналов связи мультиплексора "ИСТОК-М" к ПК производится через преобразователь интерфейсов, который обеспечивает гальваническую развязку и преобразование сигнала из стандарта СТЫК С2 по ГОСТ 181456 (RS-232C) в сигналы токовой петли (ИРПС) по ОСТ 11. 305. 916 и обратно.



4. Примеры построения автоматизированных систем контроля и учета энергоносителей промышленных предприятий

4.1 АСКУЭ машиностроительного предприятия на базе комплекса технических средств "Энергия+"

Автоматизированная система коммерческого учета электроэнергии предприятия базируется на комплексе технических средств (КТ Структура ПТК «ЭНЕРГОКОНТРОЛЬ»С) "Энергия+", который зарегистрирован в Государственном реестре средств измерении под № 21001-01.

В состав КТС "Энергия" входят:

1) Два специализированных вычислительных комплекса (СВК), СВК3 и СВК4 (горячий резерв + технический учет электроэнергии на предприятии), расположенных на ГПП "Волна". СВК3, СВК4 состоят из компьютеров на базе ШМ РС/АТ, оснащенных 32-х канальными платами ввода и платами полудуплексной связи (ПДС). На СВК3 и СВК4 устанавливается базовое программное обеспечение (БПО) КТС "Энергия+", непрерывно работающее с 32-х канальной платой и БПО КТС "Энергия + Радиальная сеть" работающее с платой ПДС. Радиальная сеть КТС "Энергия+" предназначена для дублирования и восстановления потерянной информации в непрерывно работающей КТС "Энергия +" в случае простоя компьютера. СВК 3 - коммерческий учет электропотребления на 37 каналов. СВК 4 - технический учет электропотребления.

2) Устройства сбора данных (УСД) Е443М2 (EURO), расположены на ПС "Волна" и ПС 101. Сопряжение УСД с установленными на подстанциях интеллектуальными счетчиками электрической энергии, а так же сопряжение УСД с СВК1, СВК2 осуществляется по выделенным двухпроводным линиям связи. УСД Е443М2 (EURO) обеспечивают:

- прием импульсных сигналов от электронных электросчетчиков;

- предварительную обработку полученных данных;

- архивирование 3/5/30 - минутных интервалов на глубину от 3 до 30 суток соответственно;

- передача обработанных данных через каждые 15 сек. в двухпроводную линию симплексной связи;

- передача обработанных данных в двухпроводную линию полудуплексной связи (ПДС) по запросу.

СВКЗ обеспечивает:

- прием по двухпроводным линиям связи данных от УСД;

- вычислительную обработку данных и их представление в удобном для оператора виде (таблицы, ведомости, графики);

- конвертирование информации в формат АСКП;

- передачу результирующего файла формата АСКП в ОП "Энергосбыт" по электронной почте;

- передачу данных о каналах и группах учета через модем и коммутируемые телефонные линии с помощью программы "Межмашинная связь" в ОП "Энергосбыт" по его инициативе.

СВК4 обеспечивает:

- дублирование СВКЗ (горячий резерв);

- прием по двухпроводным линиям связи информации с коммерческих и технических УСД;

- передачу данных КТС "Энергия+" пользователям Предприятия по ЛВС и по коммутируемым внутренним телефонным линиям с помощью программы "Межмашинная связь".

ПК 5 обеспечиваетприем оперативной и отчетной информации с СВК 3, СВК 4 для организации контроля за работой АСКУЭ, созданий отчетной документации по электропотреблению как предприятием и сторонними организациями, так и структурными подразделениями предприятия. Связь ПК5 с СВК 3 и СВК 4 осуществляется как по ЛВС Предприятия, так и по модемной связи с помощью программы "Межмашинная связь", входящей в программное обеспечение КТС "Энергия+". В качестве счетчиков в АСКУЭ - 2002 ЭК используются интеллектуальные электронные счетчики с импульсным выходом ПСЧ-4ТА, ПСЧ-ЗТА, ПСЧ-4-1, ПСЧ-3, ПСЧ-4-Р производства завода Фрунзе.

Технические характеристики СВК:

1. Количество каналов учёта - 512;

2. Количество каналов телесигнализации - 512;

3. Количество групп учёта - 256;

4. Количество подключаемых УСД - 32;

5. Предел допускаемого значения относительной погрешности накопления информации в СВК в течении суток в рабочих условиях применения ±0. 1%;

6. Предел допускаемого значения абсолютной погрешности текущего времени, вырабатываемого таймером СВК, в течении суток в рабочих условиях применения ±10 сек;

7. Напряжение питание для УСД и СВК - 220±22 В (50±1 Гц);

8. Потребляемая мощность: устройство сбора данных, не более 40 ВА; СВК, не более 500 ВА;

9. Рабочие условия применения и срок службы: температура окружающего воздуха от -10°С до +40°С для УСД, от +10 до +35°С для СВК; относительная влажность воздуха до 90% при температуре 30°С для УСД, до 75% при температуре 30 °С для СВК; средний срок службы - 10 лет.

СВК - IBMсовместимый компьютер с процессором от 80386/80387 до PentiumIII, модем Haysсовместимый. Базовое программное обеспечение КТС "Энергия" предназначено для эксплуатации под управлением системы MSDOS6. 22. Допускается эксплуатация в сессии DOSпод WINDOWS95/98. На рисунке приведена структурная схема АСКУЭ Предприятия.

Рисунок 15 Структурная схема машиностроительного Предприятия

Краткая характеристика узлов учета энергоносителей Предприятия

1. Система газоснабжения.

Для коммерческого учета природного газа, поступающего от машиностроительного завода, используются два сужающих устройства (СУ) с угловым способом отбора перепада давления, расположенных на 2-х газопроводах (летний и зимний).

Для расширения диапазона измерений на СУ летнего газопровода установлены два датчика перепада давления. Переход с одного датчика на другой в системе производится автоматически. На СУ зимнего газопровода установлен один датчик перепада давления. Измерение расходов природного газа осуществляется по параметрам АР, Р, tв нормокубах.

2. Система воздухоснабжения.

Для коммерческого учета сжатого воздуха, поступающего от машиностроительного завода используется СУ с угловым способом отбора перепада давления. Измерение расхода сжатого воздуха осуществляется по параметрам АР, Р, tв нормокубах.

3. Система водоснабжения (коммерческий учет).

На предприятие с машиностроительного завода поступает хозяйственно-питьевая и техническая вода. Хозяйственно-питьевая вода: хозпитьевая вода поступает на Предприятие по двум трубопроводам - ввод № 1, ввод № 2. Измерение расхода потребляемой хозпитьевой воды осуществляется ультразвуковыми счетчиками-расходомерами UFM-001, установленными на каждом трубопроводе с пределами измерения 0-255 м³/ч.

Для нужд предприятия достаточно одного трубопровода, но для системы пожаротушения одного трубопровода недостаточно. Для контроля давления установлен датчик давления.

Техническая вода: техническая вода на предприятие поступает с машиностроительного завода по 2-м вводам. Ввод № 1 (узел № 8), ввод № 2 (узел № 14). Измерение расхода технической воды на вводе № 1 осуществляется счетчиком-расходомером ВМХ-100 с импульсным герконовым выходом в систему в диапазоне 0-150 м³/ч. Измерение расхода технической воды на вводе № 2 осуществляется счетчиком-расходомером ЦРМ-005 с диапазоном измерения 0-140 м³/ч.

4. Система теплоснабжения.

В настоящее время в АСКУЭ предприятия по системе теплоснабжения реализованы следующие узлы учета (УУ):

УУ№ 3 «Узелучета теплоты отопления предприятия в целом»

Учитывает количество теплоты, потребляемой из системы отопления Предприятие + жилпоселок. Так как система теплоснабжения закрытая, то для учета теплоты используется счетчик-расходомер UFM-001, установленный на прямом трубопроводе и датчики температуры, установленные на прямом и обратном трубопроводах. Для отслеживания аварийных ситуаций на обратном трубопроводе установлен счётчик-расходомер ТРМ-001.

УУ№4 «Узел учёта теплоты отопления II-ой очереди предприятия»

Учитывает количество теплоты потребляемой из системы отопления 11-ой очереди Предприятия. Так как система закрытая, то для учёта теплоты используется счётчик-расходомер UFM-001, установленный на прямом трубопроводе и датчики температуры, установленные на прямом и обратном трубопроводах. Счётчик-расходомер UFM-001, установленный на обратном трубопроводе, предназначен для отслеживания аварийных ситуаций на II-ой очереди отопления предприятия.

УУ№5 «Узелучёта теплоты отопления жилпоселка предприятия»

Учитывает количество теплоты, потребляемой из системы отопления жилпоселка Предприятия. Так как жилпоселок в дальнейшем будет передан на баланс городской администрации, то для учёта теплоты используются счётчики-расходомеры UFM-001, установленные на прямом и обратном трубопроводах и датчики температуры, установленные также на прямом и обратном трубопроводах. По аналогии с вышесказанным, отслеживаются аварийные ситуации в системе отопления жилпоселка.

УУ№16 «Узел учёта подпиточной воды систем отопления предприятия и жилпосёлка в бойлерной зд. 38»

Предназначен для более точного отслеживания аварийной ситуации в общей системе теплоснабжения. Для учёта подпитки используется счётчик-расходомер UFM-001 с диапазоном измерения 0-50 м³/ч.

5. Горячее водоснабжение.

В настоящее время в АСКУЭ Предприятия по системе ГВС реализованы следующие узлы учёта:

УУ№1 «Узелучёта горячего водоснабжения предприятия»

Предназначен для учёта ГВС и тепла с ГВС, потребляемых Предприятием совместно с жилпосёлком. Для измерения потребления горячей воды и тепла с водой используются счётчики-расходомеры UFM-001, установленные на прямом и обратном трубопроводах и датчики температуры, установленные на прямом и обратном трубопроводах, а так же на трубопроводе холодного источника.

УУ№2 «Узелучёта горячего водоснабжения жилищного посёлка предприятия»

Предназначен для учёта ГВС и тепла с ГВС жилпосёлка. На прямом и обратном трубопроводах установлены счётчики-расходомеры UFM-001 и датчики температуры. Так как трубопровод "холодного источника" находится далеко от УУ №2, тепло с ГВС на жилпоселок рассчитывается в ЭВМ СВК1 по формуле:

где энтальпия холодного источника hзаложена в расчетных значениях программы вычисления расхода воды на ГВС в СВК1 Узла учёта №1.

УУ№15 «Узел учёта пожарно-хозяйственной воды на водоподготовку ГВС в бойлерной зд. 38».

Предназначен для более точного учёта воды, поступающей в аккумуляторные баки ГВС. Для измерения расхода воды используется UFM-005 с диапазоном измерения 0-140 м /ч.

4.2 Автоматизированная система контроля и учета электроэнергии бумажного комбината

Для обеспечения учета и контроля потребления электроэнергии на Бумажном комбинате установлена автоматизированная система контроля и учет электроэнергии (АСКУЭ) "ТОК-С".

АСКУЭ обеспечивает:

- оперативный контроль и анализ режимов потребления электроэнергии и мощности основными потребителями;

- оптимальное управление нагрузкой потребителей;

- сбор и формирование данных на энергообъектах;

- сбор и передачу данных на верхний уровень управления, формирование на этой основе данных для проведения коммерческих расчетов с поставщиком электрической энергии. АСКУЭ предназначена для коммерческого и технического учета электроэнергии. В состав АСКУЭ входят:

- устройства сбора данных (УСД) "ТОК-С" (2 ед. );

- каналы связи (телефонные линии и линии дуплексной передачи данных ИРПС);

- концентраторы- 2 ед. (обеспечивают сбор информации с нескольких приборов учета и передающие ее по одной линии);

- модемы;

- электронные и индукционные счетчики электроэнергии.

На рис. 16 приведена блок схема АСКУЭ Бумажном комбинате.

Рисунок 16 Блок схема системы автоматизированного контроля и учета электроэнергии бумажного комбината

Основными элементами системы являются УСД "ТОК-С". УСД получает данные в виде импульсной информации с электронных счётчиков электроэнергии, либо со счётчиков оборудованных датчиками фиксирующими обороты диска. Одно УСД способно принимать импульсы от 96 счётчиков.

Информация может поступать на УСД также и с концентраторов. Концентраторы расположены на удаленных объектах в непосредственной близости от счётчиков. Сбор данных со счетчиков концентратор осуществляет одновременно по 16-и каналам. Связь между концентратора и УСД осуществляется по двухпроводной линии, по которой передается информация о номерах каналов от которых были получены импульсы со счётчиков и количестве импульсов за последние 10 сек. Просмотр информации по потреблению электроэнергии, накопленной в УСД "ТОК-С" осуществляется по 2 каналам:

- по телефонным линиям;

- по четырехпроводной линии (ИРПС1).

По телефонным линиям информация поступает через АТС на компьютер электротехнической лаборатории (ЭТЛ). По четырёхпроводным линиям информация поступает от УСД на компьютеры п/с" Накат" и центральной диспетчерской. Компьютер 'ЭТЛ осуществляет запросы данных с УСД:

- Энергопотребление по 30-и минутным интервалам;

- Энергопотребление за сутки;

- Энергопотребление за месяц;

- Показания счетчиков.

На компьютерах п/с "Накат" и центральной диспетчерской осуществляется контроль нагрузки по 3-х минутным интервалам.



Таблица 6

Данные для сравнительного анализа вариантов оплаты за потребленную электроэнергию по двуставочному и дифференцированному зонному тарифу в 2001 году.

Месяц	Потребление электроэнергии	Двуставочный тариф	Затраты на ЭЭ при оплате по двуставочному тарифу, тыс. тг.	Затраты на ЭЭ при оплате по зонному тарифу, тыс. тг.	Экономия денежных средств, тыс. тг.
	Величина максимума, к Вт	Объем потребления, кВт*ч	плата за максимум, тг. . /кВт	плата за потребление, тг. /кВт*ч
январь	167500	119921543	112,92	0,266	60975,88	-	-
февраль	167500	105739173	112,92	0,266	56448,86	-	-
март	167500	116508278	112,92	0,266	59886,36	-	-
апрель	167500	111021555	112,92	0,266	58135,00	49081,84	9053,16
май	167500	106872061	112,92	0,266	56810,48	43200,93	13609,55
июнь	167500	112879876	112,92	0,266	58728,18	48311,15	10417,03
июль	167500	118442641	112,92	0,266	60503,81	51224,52	9279,29
август	167500	115994304	112,92	0,266	59722,30	51037,79	8684,51
сентябрь	167500	112438832	112,92	0,266	58587,40	48527,77	10059,63
октябрь	167500	117498571	112,92	0,266	60202,46	55292,69	4909,77
ноябрь	167500	114243784	112,92	0,266	59163,54	52895,36	6268,18
декабрь	167500	117545285	112,92	0,266	60217,37	53313,55	6903,82
Итого					532070,54		79184,94

Примечание: при расчете объемов затрат за потребленную электроэнергию по двуставочному тарифу принято, что тариф оставался неизменным в течение года.

В процессе сбора информации компьютер ЭТЛ поочередно связывается через модем с УСД, после чего информация сохраняется в формате баз данных "Paradox" в файле на жестком диске. Обработка информации осуществляется программами на платформе "Paradox". Программа осуществляет группировку, выборку/перерасчёт и создание отчётов для печати в удобном для восприятия виде.

Рисунок 17 Динамика затрат на электроэнергию при оплате по разным видам тарифов

Эффект от внедрения системы АСКУЭ связан с повышением контроля за потреблением электроэнергии, а также за счет обеспечения возможности принятия оперативных решений по ограничению потребления.

Установка системы АСКУЭ позволила предприятию перейти на дифференцированный зонный тариф при оплате за электроэнергию. В таблице приведены данные для сравнительного анализа вариантов оплаты за потребленную электроэнергию по двуставочному и дифференцированному зонному тарифу в 2001 году.

На рисунке 2 приведена динамика затрат на электроэнергию по месяцам года.

Таким образом, переход предприятия на дифференцированный зонный тариф при оплате за потребленную электроэнергию позволил получить экономию денежных средств в размере 79184,94 тыс. тг.



Заключение

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. 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 из уровней 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,

- 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 дол. капвложений на каждый кВт установленной мощности) при снижении пиковых нагрузок на 1%, и в сумме 210 млн. дол. 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 провести в составе работ по реализации концепции); в первом приближении, используя результаты ряда публикаций, можно принять возможное снижение удельного расхода топлива до 5% от фактического, что для энергосистемы республики составит 15 г/кВтч, или ,при годовой выработке в объеме 26 млрд. кВтч, обеспечит экономию в 39 млн. дол. 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 дол. /кВтч (80 тг/кВтч), результат составит 10,4 млн. дол. 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 как в структурах 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 2,6 млрд. кВтч или 10,4 млн. дол. ;

- снижение удельных расходов (удельных норм) электропотребления в технологических процессах 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 часов в год и среднем тарифе в 0,04 дол/кВтч составит не менее 200 млн. дол 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. дол. в год).

Учитывая, что на создание всех АСКУЭ потребуется ориентировочно до 500 млн. дол. (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. дол. Ежегодный результат от внедрения АСКУЭ, судя по приведенным выше оценочным характеристикам, может составить в сумме:

210-0,2+39+10,4+10,4+40=141,8 (млн. долл. 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 применении понижающего коэффициента, равного 0,5, ежегодный экономический эффект от внедрения АСКУЭ составит до 22 млн. дол. Следует отметить, что для получения эффекта необходимо должным образом использовать всю информацию, создаваемую АСКУЭ, что предъявляет к управляющему персоналу и пользователям АСКУЭ определенные требования по квалификации и умению принимать решения на основе точной, достоверной и оперативной информации. Величина эффекта АСКУЭ , с одной стороны, определяется качеством управляющего персонала, а, с другой стороны, полнотой и завершенностью АСКУЭ (от фрагментарный АСКУЭ следует ожидать и меньший эффект).

Ориентировочное распределение затрат на создание АСКУЭ (500 млн. дол. ) имеет следующий вид:

Sнаселение (индивидуальные и многоквартирные жилые дома) - 300 млн. дол.

Sэнергосистема - 50 млн. дол.

Sпромышленные предприятия - 50 млн. дол.

Sнепромышленные потребители - 50 млн. дол.

Sсельскохозяйственные потребители - 50 млн. дол.

С учетом этого распределения и ожидаемой эффективности создания АСКУЭ источниками финансирования разработок и внедрений АСКУЭ должны стать все перечисленные группы (из собственных источников), госбюджет и Комэнергоэффективность при СМ РК, как главный контролер, аккумулятор и распорядитель средств, предназначенных для проведения энергосберегающих мероприятий общереспубликанского значения.

На основании вышеизложенного можно сделать следующие выводы:

1. Внедрение автоматизированных систем контроля и учета в энергосистемах позволяет:

- повысить точность, оперативность и достоверность учета расхода электроэнергии и мощности;

- выполнять оперативный контроль за режимами электропотребления, в том числе контроль договорных величин электроэнергии и мощности;

- оперативно предъявлять санкции предприятиям за превышение договорных и разрешенных величин мощности.

2. Внедрение АСКУЭ на промышленных предприятиях дает возможность энергосистеме:

вести в автоматизированном режиме жесткий контроль за потреблением энергии и мощности предприятиями-абонентами;

- организовать отключения нарушителей режимов;

- осуществлять расчеты за потребленную энергию и мощность;

- выставлять штрафные санкции предприятиям в случае превышения ими договорных величин.

Это дает не только экономический эффект, но и повышает ответственность потребителей за использование энергии, побуждает их проводить энергосберегающие мероприятия с целью сокращения энергопотребления.



Список использованной литературы

1. Воротницкий В. Э. , Загорский Я. Т. , Комкова Е. В. О погрешностях средств измерений и их учете в нормативе потерь электроэнергии в электрических сетях '' Доклады Четвертой научно-практической конференции «Метрология электрических измерений в электроэнергетике». М. : Изд-во НЦ ЭНАС, 2004.

2. Воротницкий В. Э. , Загорский Я. Т. , Комкова Е. В. Расчет допустимого небаланса при нормировании потерь электрической энергии в электрической сети Доклады Третьей научно-практической конференции «Метрология неэлектрических измерений в электроэнергетике». М. : Изд-во НЦ ЭНАС, 2003.

3. Лазарев Ю. В. Моделирование процессов и систем. СПб. : Питер; Киев: Издательская группа BHV, 2005. -512 с.

4. ГОСТ Р 8. 596-2002. Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные поло- пения. М. : Изд-во стандартов, 2002.

5. ГОСТ 8. 009--84. Государственная система обеспечения единства измерений. Нормируемые метрологические характеристики средств измерений. М. : Изд-во стандартов, 2001.

6. ГОСТ Р 51303-99. Торговля: Термины и определения. М. : Изд-во стандартов, 1999.

7. ГОСТ 1983--2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия. М. : Изд-во стандартов, 2002.

8. ГОСТ 7746--2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия. М. : Изд-во стандартов, 2002.

9. ГОСТ 13109--97. Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. М. : Изд-во стандартов, 1998.

10. Железко Ю. С. , Артемьев А. В. , Савченко О. В. Расчет, анализ и нормирование потерь электроэнергии в электрических сетях: Руководство для практических расчетов. М. : Изд-во НЦ ЭНАС, 2004.

11. Железко Ю. С. Оценка потерь электроэнергии, обусловленных инструментальными погрешностями измерения // Электрические станции. 2001. № 8.

12. Загорский Я. Т. . Комкова Е. В. Границы погрешности измерений при расчетном и техническом учете электроэнергии // Электричество. 2001. № 8.

13. Зарубежные энергообъединения / А. Ф. Бондаренко, Н. В. Лисицин, Ф. Я. Морозов и др. М. : Изд-во НЦ ЭНАС, 2000.

14. Киселев В. В. , Пономаренко И. С. Влияние несинусоидальности напряжения и тока на показания электронных счетчиков электроэнергии // Промышленная энергетика. 2004. № 2.

15. Карапетян И. Г. , Файбисович Д. Л. , Шапиро И. М. Справочник по проектированию электрических сетей. Под ред. Файбисовича Д. Л. - 4-е издание. - М. : изд-во НЦ ЭНАС, 2012. - 376 стр.

16. Материалы конференции - Повышение надежности и эффективности эксплуатации электрических станций и энергетических систем (том №2). В двух томах. Энерго-2010 1-3 июня 2010г. Издательский дом МЭИ.

17. Панфилов В. А. Электрические Измерения. Учебник. - М. : Академия, 2008. - 288 c.

18. МИ 1552-86. Методические указания. Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения прямые однократные. Оценивание погрешностей результатов измерений. М. : Изд-во стандартов, 1987.

19. МИ 2083-90. Рекомендация. Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения косвенные. Определение результатов измерений и оценивание их погрешностей. М. : Изд-во стандартов, 1991.

20. Баширов М. Г. Экономика электропотребления в промышленности. Учебное пособие для вузов / М. Г. Баширов и др. ; Под ред. М. Г Баширова. - Уфа: Изд-во: УГНТУ, 2004 г. , 156 с.

21. Никамин В. А Аналого-цифровые и цифроаналоговые преобразователи: Справочник. СПб. : КОРОНА принт; М. : Альтекс, 2003.

22. Овчаренко Н. И. Автоматика электрических станций и электроэнергетических систем. М: Изд-во НЦ ЭНАС, 2000.

23. Осика Л. К. Оплата за реактивную энергию -- важная составляющая рыночных отношений в энергетике // Промышленная энергетика. 2002. № 6

24. Осика Л. К. Схемы расстановки измерительных комплексов дляцель коммерческого учета на оптовом рынке электроэнергии // Вестник ФЭК России. 2002. № 4.

25. Осика Л. К. Технические проблемы выхода на ФОРЭМ энергоемких организаций-потребителей // Промышленная энергетика. 5. 2002.

26. Папков Б. В. , Пашали Д. Ю. Надежность и эффективность электроснабжения. Учебное пособие / Уфимский государственный авиационный технический университет, Уфа, 2005г. - 380 с.

27. Правила устройства электроустановок. 6-е изд. , исп. и доп. М. : ЗАО «Энергосервис», 2002.

28. Раннее Г. Г. , Тарасенко А П. Методы и средства измерений: Учеб. для вузов. М. : Издательский центр «Академия», 2003.

29. Рекомендация. Государственная система обеспечения единства измерений. МИ 2083--90. Измерения косвенные. Определение результатов измерений и оценивание их погрешностей. М. : Изд-во стандартов, 1991.

30. Решетов В. И. , Семенов В. А. , Лисицын Н. В. Единая энергетическая система России на рубеже веков: Современное состояние и перспективы развития. М. : Изд-во ЭНАС, 2002.

31. РМГ 29-99. Рекомендации по межгосударственной стандартизации. Государственная система обеспечения единства измерений. Метрология. Основные термины и определения. М. : Изд-во стандартов, 2002.

32. Сборник нормативных и методических документов по измерениям, коммерческому и техническому учету электрической энергии и мощности / Сост. Я. Т. Загорский, У. К. Курбангалиев. М. : Изд-во НЦ ЭНАС, 2002.

33. Сергеев А. Г. . Крохин В. В. Метрология: Учеб. пособие для вузов. М. : Логос, 2001.

34. Сергеев А. Г. , Латышев М. Терегеря В. В. Метрология, стандартизация, сертификация. М. : Логос, 2003.

35. Симкин Л. А, Доманов В. Ф. . Аванесов В. М. Опыт эксплуатации и поверки измерительных трансформаторов систем учета электроэнергии // Промышленная энергетика. 2000. № 10. 1

Размещено на Allbest.ru

...