Новости Электротехники 2(116) 2019





<  Предыдущая  ]  [  Следующая  >
Журнал №5(23) 2003

Правительство Беларуси возьмет под контроль систему учета электроэнергии

Специалисты уже разработали государственную Концепцию

О проблеме учета электроэнергии, как одной из главенствующих при переходе на рыночные отношения в электроэнергетике России, в последнее время говорят очень много. И мы не раз поднимали этот вопрос на страницах нашего журнала. Практически все специалисты, с которыми мы беседовали, сходятся в одном: необходима единая техническая политика в подходе к разработке и производству систем учета. Однако в России она на сегодняшний день отсутствует. Недавно редакция журнала получила проект «Концепции приборного учета электроэнергии в Республике Беларусь». Нам этот документ показался полезным и интересным. Мы обратились к одному из разработчиков Концепции Аркадию Лазаревичу Гуртовцеву с просьбой прокомментировать основные ее положения.

Аркадий Гуртовцев, к.т.н., ведущий научный сотрудник Белорусского теплоэнергетического института, член-корреспондент Академии метрологии

«Концепция приборного учета электроэнергии в Республике Беларусь» (далее по тексту – Концепция) в настоящее время согласована в концерне «Белэнерго», Министерстве энергетики РБ и готовится к передаче на согласование в Совет министров РБ. Необходимость утверждения Концепции на уровне правительства связана с ее межотраслевым характером и требуемыми значительными финансовыми ресурсами для воплощения ее в жизнь в полном масштабе. В рамках Концепции разработана и выполняется на договорной основе система первоочередных мероприятий по ее реализации, включающая НИР и экспериментальные проекты. Концепция является тем рамочным соглашением, на основе которого будут разрабатываться и уже разрабатываются различные нормативно-правовые документы: «Правила пользования электроэнергией», «Инструкция по организации учета электрической энергии» и т.д.

Необходимость разработки Концепции
Основные причины разработки Концепции определяются целью повышения эффективности электроэнергетики, снижения ее издержек и адаптации к складывающимся новым рыночным условиям ее функционирования. Следствием является необходимость массовой замены технологии коммерческого учета электроэнергии на базе индукционных электросчетчиков с ручным списыванием и обсчетом их показаний на автоматизированные технологии учета на базе электронных электросчетчиков и систем с цифровыми интерфейсами и современных каналов связи. Для накопления, обработки, отображения, контроля, управления, документирования и расчетов за выработанную, переданную, распределенную и потребленную электроэнергию и мощность требуется использование компьютерных сетей.
Главным средством учета электрической энергии в энергосистеме и у потребителей на протяжении последних ста лет являлся индукционный электросчетчик, один из прототипов которого был изобретен еще Эдисоном в 1881 г. На сегодняшний день в Беларуси установлено около 4 млн. индукционных электросчетчиков, из них более 3,5 млн. шт. однофазных и около 500 тыс. шт. трехфазных. Количество электронных счетчиков не превышает 0,2%.
В новых условиях, связанных с резким удорожанием энергоресурсов и электроэнергии, реструктуризацией энергосистем, переходом в перспективе к оптовому и розничному рынкам электроэнергии, а субъектов энергосистемы – на полное самообеспечение с исключением перекрестного субсидирования и государственных дотаций, эффективность технологии учета на базе индукционных счетчиков резко снизилась. В первую очередь это связано с большими погрешностями учета индукционных счетчиков и возрастанием этих погрешностей в процессе эксплуатации счетчиков в межповерочном интервале. Исследование Главгосэнергонадзора РФ, выполненное в Московском регионе еще в 1994 г., показало, что по метрологическим характеристикам бракуется 40% трехфазных индукционных счетчиков со сроком эксплуатации 1–3 года, 46% со сроком 4–10 лет и 51% со сроком 11–16 лет. Для однофазных счетчиков эти цифры еще значительнее:
1–3 года эксплуатации – 33%, 4–10 лет – 56%, 11–16 лет – 64%, 17–21 год – 97%.
Необходимо отметить, что погрешность индукционных счетчиков и соответственно потери энергосистем от недоучета электроэнергии у потребителей резко возрастают при падении реальной нагрузки до уровня 5–30% от номинальной, что часто имеет место в действительности. Помимо метрологических недостатков, свойственных индукционным счетчикам, важны их принципиальные функциональные ограничения. В новых условиях борьбы за снижение энергетических издержек и повышение эффективности электроэнергетики возросла роль экономических методов и, в частности, тарифных систем. Индукционный счетчик с самого начала своего появления был ориентирован только на однотарифную систему учета и оплаты за выработанную/потребленную электроэнергию. Однако еще в 1968 г. в СССР для крупных промышленных предприятий был введен двухставочный тариф. Уже тогда возникла проблема двухтарифного учета на базе индукционных электросчетчиков, которые не были приспособлены для работы в таких условиях. Для расчетов по новым тарифам стали делать специальные системы учета, а в счетчики встраивать импульсные датчики, которые сообщали системе количество оборотов счетчиков, и эти данные далее использовались для расчетов. Такие системы учета, получившие позднее название автоматизированных систем учета и контроля энергоресурсов – АСКУЭ, сейчас активно развиваются в энергосистемах и у ряда крупных потребителей.
Приход на смену индукционным счетчикам электронных принципиально меняет возможности создания и использования различных многотарифных систем для регулирования графика нагрузки энергосистемы при одновременном снижении затрат пользователя на электроэнергию за счет применения гибких тарифов, учитывающих особенности электропотребления пользователя той иной группы.
В настоящее время АСКУЭ строятся как двухуровневые или трехуровневые системы с электронными счетчиками на нижнем уровне, специализированными системами учета (контроллерами) на среднем уровне и компьютерами или компьютерными сетями на верхнем уровне.

Десять принципов автоматизации
В рамках Концепции прописываются общие принципы автоматизации электроучета (десять принципов), которым необходимо следовать, чтобы обеспечить построение эффективных АСКУЭ для всех субъектов энергосистемы и рынков электроэнергии.
1. «Измерять всё, что необходимо и экономически целесообразно». Известно, что в энергосистеме электроэнергия измеряется далеко не во всех тех точках, в которых это следовало бы делать. В результате многие важные величины, например, такие, как потери в электросетях, не измеряются, а рассчитываются по утвержденным методикам, которые содержат много достаточно условных положений. При желании, манипулируя коэффициентами, можно получить любые, якобы обоснованные, величины нормативных потерь, которые закладываются в тариф и обеспечивают зарплату и прибыль энергетикам. Но стоит перейти к прямым балансным измерениям потерь по счетчикам, как появляются совсем другие цифры, превышающие нормативные потери иногда в несколько раз.
2. «Исходная метрологически аттестованная база данных энергоучета должна храниться длительное время в точке измерения электроэнергии». Этот принцип является основой обеспечения единства измерений, поскольку информация в этом случае поступает ко всем заинтересованным субъектам из одного и того же источника. Этот же принцип гарантирует надежность и достоверность информации (при надежном счетчике), ее полное соответствие прохождению энергии в точке измерения или учета.
3. «Территориально распределенные базы данных учета электронных счетчиков должны быть синхронизированы с текущим временем часового пояса». Только при реализации этого принципа можно говорить о единстве измерений во времени реальных процессов энергопотребления и получении достоверных, совмещенных во времени значениях мощности и энергии. Рассинхронизация времени в масштабной АСКУЭ не должна превышать 3 секунд. Не допускается в целях обеспечения национальной безопасности использование американской GPS сети и соответствующих приемников.
4. «Тарифные характеристики счетчика должны позволять реализовывать как существующие тарифы, так и перспективные тарифы, отличающиеся от действующих количеством тарифных зон в сторону их увеличения». Срок службы электронного счетчика определяется в 30 лет. За этот период тарифы обязательно поменяются не один раз. Счетчик должен позволять реализовать новые тарифы за счет его перепрограммирования, а не замены, что не предусматривается в большинстве моделей выпускаемых электронных счетчиков.
5. «Физический цифровой интерфейс счетчиков должен относиться к классу международных стандартных (де-факто или де-юре) интерфейсов, а логический интерфейс (протокол) должен быть открыт и иметь полное однозначное и непротиворечивое описание на государственном языке Республики Беларусь». Недопустимо использовать в АСКУЭ счетчики с закрытыми фирменными протоколами и тем более не имеющие документального описания протокола. АСКУЭ не должны зависеть от диктата отдельной фирмы – поставщика оборудования. Открытость протокола позволяет на ранних стадиях разработки АСКУЭ провести сравнительный анализ счетчиков различных изготовителей не только по техническим, но и по телекоммуникационным характеристикам и тем самым сделать более правильный и обоснованный выбор оборудования АСКУЭ. Существующие электронные счетчики различных изготовителей имеют, как правило, различные физические и логические интерфейсы, что создает для пользователей значительные трудности по объединению этих приборов в рамках своих АСКУЭ. Унификация интерфейсов и протоколов должна стать задачей номер один для изготовителей электронных счетчиков. 6. «АСКУЭ субъекта строится на основе корпоративной вычислительной сети (КВС), на сервер или рабочие станции которой передаются по соответствующим каналам связи непосредственно со счетчиков или через УСПД промежуточного уровня АСКУЭ метрологически аттестованные данные электронных электросчетчиков». Основная функция УСПД заключается в концентрации данных счетчиков и мультиплексировании канала связи с КВС. В том случае, если используется высокоскоростной широкополосный канал связи и нет необходимости расчета баланса электроэнергии непосредственно на месте, на объекте учета (например, на необслуживаемой подстанции), УСПД можно исключить как лишнее звено АСКУЭ.
В ряде случаев вместо КВС может быть использован отдельный персональный компьютер.
7. «Базы данных счетчиков основного уровня АСКУЭ полностью или частично дублируются в базе данных КВС соответствующего субъекта, периодически пополняются и хранятся в ней дли-тельное время (годы)». Этот принцип позволяет повысить живучесть АСКУЭ, достоверность данных учета в длительной перспективе, а также обеспечить всесторонний краткосрочный и долгосрочный анализ и прогноз процессов электроснабжения.
8. «Программное обеспечение технических средств АСКУЭ должно соответствовать их метрологическим характеристикам и иметь защиту от несанкционированного доступа с помощью стандартных средств защиты (пароли доступа, ключи, регистрация событий)».
В частности, программное обеспечение должно реализовывать идентификацию и проверку подлинности субъектов доступа, идентификацию терминалов и каналов связи и т.д.
9. «АСКУЭ не может и не должна решать задачи автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУТП) и телемеханических систем диспетчерского управления (ТСДУ)». АСКУЭ и другие системы, хотя и являются в целом системами реального времени, но существенно различаются помимо целей и задач дискретностью этого времени и интервалами контроля. Вместе с тем АСКУЭ могут давать дополнительную информацию в АСУТП и ТСДУ. Эти возможности определяются прежде всего пропускной способностью каналов связи.
10. «Тип и пропускная способность каналов связи должны соответствовать задачам, решаемым на верхнем уровне АСКУЭ субъекта». Каналы связи АСКУЭ могут как создаваться специально под АСКУЭ, так и быть выделены под требования АСКУЭ из каналов связи, предназначенных для работы и с другими техническими системами субъектов.
Наверное, можно было бы сформулировать и большее количество принципов, но все вышеперечисленные исходят из основных практических проблем и определяют общие направления их решения.

Эффекты от внедрения АСКУЭ

Основные…
Объектами автоматизации энергоучета в энергосистеме являются генерирующие источники энергосистем, электрические сети и их филиалы, а также потребители различных групп. 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.
В Беларуси в процессе реструктуризации электроэнергетики сохраняются две категории участников процесса функционирования энергетического комплекса: поставщик энергии, располагающий генерирующими источниками, передающими и/или распределительными сетями, и потребитель, имеющий с поставщиком точку разграничения балансовой принадлежности элементов энергохозяйства на одном или нескольких уровнях 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;
  • в совместной оптимизации режимов в узлах электрических нагрузок по напряжению, активной и реактивной мощности.
Указанные режимные взаимодействия обеспечивают в Беларуси поставщику энергии получение следующих результатов:
  • отсрочку ввода генерирующих мощностей до 60 тыс. кВт или в сумме 42 млн. долларов США (из расчета $700 капвложений на каждый кВт установленной мощности) при снижении пиковых нагрузок (около 6000 МВт для Белорусской энергосистемы) на 1%, и в сумме $210 млн. 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 еще провести по каждой группе потребителей). В первом приближении можно принять возможное снижение удельного расхода топлива до 5% от фактического, что для энергосистемы республики составит 15 г/кВт.ч, или при годовой выработке в объеме 26 млрд. кВт.ч обеспечит экономию в $39 млн. 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. кВт.ч/год) и тарифе на электроэнергию, равном $0,04/кВт.ч, результат составит $10,4 млн. 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 (потребители-регуляторы могут иметь экономический эффект значительно выше приведенного показателя).

... и дополнительные
Эффектами внедрения АСКУЭ станут и 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 в структурах как 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 0,26 млрд. кВт.ч или $10,4 млн.;
– снижение удельных расходов (удельных норм) электропотребления в технологическом процессе 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. Это в расчете на 1 млн. кВт мощностей при их использовании 5000 ч/год и среднем тарифе в $0,04/кВт.ч составит не менее $200 млн. 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./год).
Ограничимся приведенным перечнем и оценочными характеристиками ожидаемой эффективности внедрения АСКУЭ, отметив, что на последующих этапах эти составляющие могут уточняться и более детально обосновываться. Учитывая, что на создание всех АСКУЭ потребуется ориентировочно до $500 млн., 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. Ежегодный результат от внедрения АСКУЭ, судя по приведенным выше оценочным характеристикам, может составить $141,8 млн. 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 страховочном понижающем коэффициенте 0,5 ежегодный экономический эффект от внедрения АСКУЭ составит до $71 млн. 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 – полнотой и завершенностью АСКУЭ (от фрагментарной АСКУЭ следует ожидать и меньшего эффекта).

Об энергосистеме и основных положениях Концепции
Объединенная энергосистема Республики Беларусь является достаточно надежной и эффективной: удельные расходы топлива на отпуск электроэнергии составляют 270,5 г/кВт.ч (2002 г.), что соответствует уровню лучших европейских энергосистем. Она обеспечивает на 95% электроэнергией и на 50% тепловой энергией 10-миллионное население республики и все хозяйствующие субъекты на территории в 210 тыс. км2. Установленная электрическая мощность на генерирующих источниках энергосистемы достигает 7,77 ГВт, а выработка электроэнергии за 2002 г. составила 25,8 млрд. кВт.ч при общем электропотреблении в 32,7 млрд. кВт.ч (недостающая часть электроэнергии импортирована из России и Литвы).

«Концепция приборного учета электроэнергии в Республике Беларусь» состоит их двух частей объемом в 20 страниц каждая. Первая часть – собственно Концепция, в которой имеются разделы «Введение», «Термины и определения», «Исходные предпосылки Концепции», «Общие принципы автоматизированного учета электроэнергии», «Объекты и объемы автоматизации энергоучета», «Экономическая эффективность АСКУЭ» и приложение «Перечень первоочередных мер по реализации Концепции». Вторая часть – словарь терминов из области электроэнергетики, энергоучета и информационных технологий.

В Концепции особо подчеркивается, что коммерческий учет электроэнергии должен основываться не просто на электронных счетчиках, а только на счетчиках с хранимой в них базой данных измерения и учета и с доступом к этой базе по цифровым интерфейсам. Импульсный прин-цип передачи приращений энергии от счетчика (будь это индукционный или электронный счетчик), используемый в большинстве действующих сегодня АСКУЭ, должен быть в перспективе исключен как малодостоверный и ненадежный. Потеря импульсных приращений в процессе передачи их со счетчиков на верхний уровень АСКУЭ практически невосполнима, что снижает точность и достоверность коммерческой информации и обесценивает широкие функциональные возможности электронных счетчиков.

В Концепции допускается использовать для передачи цифровой информации от счетчиков или систем учета на верхний уровень АСКУЭ широкий спектр цифровых интерфейсов и каналов, включая вышеназванные, а также каналы сотовой, спутниковой, радиомодемной и другой связи, в том числе и Интернет. Рекомендуемые скорости передачи 1200-9600 бит/с и выше.

Концепция задает основные организационные и технологические направления, в рамках которых должен развиваться коммерческий учет электрической энергии в будущем. Эра индукционных счетчиков и связанных с ними принципов отходит в прошлое, а на смену ей приходит эра учета электроэнергии на основе высоких информационных технологий. Ясно, что одномоментно осуществить такой масштабный переход сложно. Для этого потребуется переходный период, длительность которого зависит от особенностей демонополизации и реструктуризации электроэнергетики, формирования в ней отношений собственности и обеспечения соответствующих инвестиций в реорганизацию учета.

Украине и России может быть полезен опыт Беларуси
В Украине отсутствует государственная концепция по АСКУЭ. Там подход в области учета электроэнергии основывается на таком положении: «Имеется Госреестр измерительных средств, в частности, по электроэнергии. Всё, что находится в этом реестре, допустимо для применения на рынке коммерческого учета электроэнергии. Конкретное решение той или иной системы коммерческого учета электроэнергии согласовывается индивидуально с энергоснабжающей организацией». Поскольку в Госреестр внесены сотни типов электросчетчиков, причем как индукционных, так и электронных, а на рынке действуют десятки компаний, предлагающих свои фирменные решения, то реализовываются в тех или иных местах Украины пролоббированные в интересах конкретной компании решения. Следствием этого является «зоопарк» решений, отсутствие унификации, совместимости, сравнимости и единства измерений.
Похожая ситуация существует и в России. В каждом регионе закрепились те или иные фирмы со своими индивидуальными подходами и решениями, со своими различными счетчиками, системами и протоколами. Единая иерархия и государственная техническая политика в области средств учета отсутствуют и лишь частично восполняются документами, утверждаемыми и разрабатываемыми НП «АТС».
Руководители электроэнергетики России отмечают, что затраты на создание, содержание и обслуживание средств АСКУЭ в ближайшем будущем возрастут и достигнут 10% от товарной продукции АО-энерго. В то же время недостаточность и неэффективность действующих АСКУЭ, не позволяющих выявлять источники потерь, в 20 регионах России таковы, что потери энергии на транспорт в этих регионах достигают 25%, в 7 регионах – 35% от товарной продукции.
В Беларуси до последнего времени существовала такая же ситуация, как в Украине и в России. Первой попыткой переломить эту ситуацию, четко определить с государственных позиций дальнейшее направление развития коммерческого учета электроэнергии является представляемая Концепция. В силу компактности Белорусской энергосистемы и ее управляемости имеется надежда достичь управляемости и в создании новых и перспективных АСКУЭ для всех субъектов энергосистемы и в формировании в ближайшем будущем рынка электроэнергии.



Очередной номер | Архив | Вопрос-Ответ | Гостевая книга
Подписка | О журнале | Нормы. Стандарты | Проекты. Методики | Форум | Выставки
Тендеры | Книги, CD, сайты | Исследования рынка | Приложение Вопрос-Ответ | Карта сайта




Rambler's Top100 Rambler's Top100

© ЗАО "Новости Электротехники"
Использование материалов сайта возможно только с письменного разрешения редакции
При цитировании материалов гиперссылка на сайт с указанием автора обязательна

Segmenta Media создание и поддержка сайта 2001-2019