Научная работа - Повышение эффективности производства за счет внедрения АСКУЭ

Подождите немного. Документ загружается.

круглосуточный сбор измерительных данных с территориально распределенных

ПИП, накопление, обработку и передачу этих данных на верхний уровень;

Третий уровень - персональный компьютер (ПК) или сервер Центра сбора и

обработки данных со специализированным программным обеспечением АСКУЭ,

осуществляющий сбор информации с УСПД (или группы УСПД), итоговую

обработку этой информации как по точкам учѐта, так и по их группам - по

подразделениям и объектам предприятия, документирование и отображение данных

учѐта в виде, удобном для анализа и принятия решений (управления) оперативным

персоналом службы главного энергетика и руководством предприятия (рис. 3).

Рисунок 3. Уровневая иерархия АСКУЭ

Все уровни АСКУЭ связаны между собой каналами связи. Для связи уровней

ПИП и УСПД или центров сбора данных, как правило, используется прямое

соединение по стандартным интерфейсам (типа RS-485, ИРПС и т.п.). УСПД с

центрами сбора данных 3-го уровня, центры сбора данных, если их несколько, могут

быть соединены по выделенными, коммутируемыми каналам связи или по

локальной сети.

По назначению автоматизированные системы подразделяют на системы

коммерческого и технического учѐта. Коммерческим или расчѐтным учѐтом

называют учѐт поставки/потребления энергии предприятием для денежного расчѐта

за нее (соответственно приборы для коммерческого учѐта называют коммерческими,

или расчѐтными). Техническим, или контрольным учѐтом называют учѐт для

контроля процесса поставки/потребления энергии внутри предприятия по его

подразделениям и объектам (соответственно используются приборы технического

учѐта). С развитием рыночных отношений, реструктуризацией предприятий,

хозяйственным обособлением отдельных подразделений предприятий и появлением

коммерчески самостоятельных, но связанных общей схемой энергоснабжения

производств - субабонентов функции технического и расчѐтного учѐта совмещаются

в рамках одной системы. Соответственно, коммерческий и технический учѐты могут

быть реализованы как раздельные системы или как единая система.

Два вида учѐта, коммерческий и технический, имеют свою специфику.

Коммерческий учѐт консервативен, имеет устоявшуюся схему энергоснабжения, для

него характерно наличие небольшого количества точек учѐта, по которым требуется

установка приборов повышенной точности, а сами средства учѐта нижнего и

среднего уровня АСКУЭ должны выбираться из государственного реестра

измерительных средств. Кроме того, системы коммерческого учѐта в обязательном

порядке пломбируются, что ограничивает возможности внесения в них каких-либо

оперативных изменений со стороны персонала предприятия. Технический учѐт,

наоборот, динамичен и постоянно развивается, отражая меняющиеся требования

производства; для него характерно большое количество точек учѐта с разными

задачами контроля энергоресурсов, по которым можно устанавливать в целях

экономии средств приборы пониженной точности. Технический контроль допускает

использование приборов, не занесенных в госреестр измерительных средств, однако,

при этом могут возникнуть проблемы с выяснением причин небаланса данных по

потреблению энергоресурсов от систем коммерческого и технического учѐта.

Отсутствие пломбирования приборов энергосбытовой организацией позволяет

службе главного энергетика предприятия оперативно вносить изменения в схему

технического контроля энергоресурсов, в уставки первичных измерительных

приборов в соответствии с текущими изменениями в схеме энергоснабжения

предприятия и спецификой решаемых производственных задач. Учитывая эту

специфику коммерческого и технического учѐта можно оптимизировать стоимость

создания системы автоматического учѐта и еѐ эксплуатации.

4. ТИПЫ АСКУЭ

4.1. Локальная АСКУЭ

Локальная АСКУЭ (ЛАСКУЭ), расположенная на одном предприятии

(например, на подстанции или заводе), имеет следующую структуру:

* счетчики электрической энергии и мощности;

* устройства сбора и передачи данных (УСПД) - телесумматоры,

мультиплексоры и другие;

* сервер опроса УСПД - ЭВМ, соединенная с УСПД или счетчиками

электрической энергии (если они имеют соответствующий интерфейс); на ЭВМ

устанавливается специализированное ПО, способное принимать данные от УСПД и

сохранять их в базе данных результатов измерений;

* рабочие места технологов - ЭВМ, подключенные к локальной

вычислительной сети (ЛВС) предприятия, в которой находится сервер опроса УСПД

и сервер баз данных (БД). В этом случае сервер опроса УСПД и сервер БД

определяются как узел локальной АСКУЭ. Как вариант, возможна организация

удаленных рабочих мест. ЛВС АСКУЭ, как правило, имеет топологию «звезда» или

«общая шина» и строится с использованием стандартных технических и

программных средств.

Выбор технических средств для построения ЛАСКУЭ определяется, в

первую очередь, количеством измерительных каналов системы.

При построении относительно небольшой системы с высокими требованиями

к погрешности результата измерения ЛАСКУЭ обычно строится на базе

относительно дорогих интеллектуальных счетчиков электрической энергии. В

качестве примеров подобных систем можно упомянуть комплексы электронных

средств автоматизированного учета электроэнергии на базе ИВК «Метроника».

При построении ЛАСКУЭ с числом измерительных каналов до нескольких

сотен более дешевыми оказываются системы, построенные на базе счетчиков,

оснащенных числоимпульсным телеметрическим выходом, и стандартных УСПД. В

качестве примера можно привести широко распространенный комплекс

технических средств «Энергия».

При построении ЛАСКУЭ с числом измерительных каналов порядка тысячи

возникают проблемы с организацией передачи значительного объема

измерительной информации по относительно небольшому числу линий связи. Для

повышения производительности передачи измерительной информации в таких

случаях применяют линии связи с уплотнением измерительной информации до ее

архивирования в УСПД. Для уплотнения измерительной информации между

счетчиками электрической энергии и УСПД включают устройства сбора данных

(УСД), осуществляющие прием измерительной информации от ряда счетчиков

системы (количество счетчиков, приходящихся на одно УСД, обычно кратно 16),

накопление этой информации в течение 10-15 секунд и передачу накопленной

информации в цифровой форме на УСПД системы. В качестве примера подобной

системы можно привести телемеханическую систему учета «Пчела».

4.2. Региональная АСКУЭ

В ситуации, когда необходимо организовать сбор и обработку данных от

нескольких локальных АСКУЭ, создается региональная АСКУЭ (РАСКУЭ),

представляющая собой многоуровневую систему. Верхние уровни этой системы

образованы узлами, соединенными между собой линиями связи, содержащими

соответствующую каналообразующую аппаратуру. Обычно РАСКУЭ строится на

принципах организации сетей Интернет и Интранет. К нижнему уровню РАСКУЭ

относятся ЛАСКУЭ, от которых поступает информация о потреблении

электрической энергии. Необходимо выполнение ряда требований к форматам

представления измерительной информации, протоколам обмена и базам данных, в

числе которых можно назвать:

* универсальный формат представления данных;

* согласованный протокол обмена данными;

* единую систему описания (кодировки) результатов измерений и

вычислений;

* возможность организации взаимодействия между узлами РАСКУЭ;

* открытость протоколов обмена данными физического уровня и уровня

приложения между ЭВМ и УСПД и счетчиками в локальной АСКУЭ;

* наличие описания структуры и особенностей реализации базы данных

локальной АСКУЭ;

* наличие подробного описания принципов функционирования всех

компонентов АСКУЭ - как аппаратных, так и программных.

Например, ставится задача организовать на предприятии Г обработку

данных, поступающих от предприятий А, Б и В и, кроме того, обеспечить обмен

данными предприятий А, Б и В между собой. В таком случае каждое из предприятий

А, Б и В должно иметь ЛВС с присутствующим в ней узлом ЛАСКУЭ, узлом

РАСКУЭ и шлюзом к корпоративной сети или сети Интернет. Тип шлюза и

коммуникаций не имеет значения и зависит от возможностей конкретного

предприятия. Предприятие Г должно иметь также узел РАСКУЭ и шлюз

корпоративной сети. При этом в базах данных АСКУЭ всех предприятий должно

содержаться описание обрабатываемых результатов измерений.

5. РАЗВИТИЕ И ПРОБЛЕМЫ ВНЕДРЕНИЯ АСКУЭ

В РЕСПУБЛИКЕ БЕЛАРУСЬ

5.1. Концепция приборного учета электрической энергии

в Республике Беларусь

В соответствии с постановлением № 847 Совета Министров Республики

Беларусь от 2 августа 2005 года «О мерах по внедрению в Республике

автоматизированной системы контроля и учета электрической энергии»

Министерством энергетики была разработана концепция. Целью концепции

является определение для субъектов электроэнергетики Республики Беларусь и

потребителей электроэнергии основных направлений и принципов организации

учета электроэнергии как высоколиквидного товара, обладающего высокой

потребительской и постоянно растущей стоимостью. [2]

Многообразие предлагаемых на приборном рынке республики разнородных

средств учета электрической энергии требует выработки единой государственной

политики по отбору и применению этих или иных средств с целью эффективного и

полного решения задач учета в сбалансированных интересах всех субъектов

энергосистемы, потребителей и субъектов развивающегося рынка электроэнергии.

Энергосистема Беларуси взаимодействует с энергосистемами соседних государств,

покупая и продавая у них электроэнергию, и поэтому развитие учета внутри

энергосистемы и ее субъектов должно соответствовать признанным современным

международным нормам и правилам.

Принципы автоматизированного учета согласно концепции:

1. Измерять все, что необходимо и экономически целесообразно.

2. Исходная, метрологически аттестованная база данных энергоучета

должна храниться длительное время в точке измерения электроэнергии.

3. Территориально распределенные базы данных учета электронных

счетчиков должны быть синхронизированы с текущим временем часового пояса"

(величина рассинхронизации единого времени в масштабной АСКУЭ не должна

превышать ± 1 сек.).

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 в среднем составляет 30 лет.

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.

6. АСКУЭ субъекта строится на основе корпоративной вычислительной

сети (КВС), на сервер или рабочие станции которых передаются по

соответствующим каналам связи непосредственно со счетчиков или через

устройства сбора и передачи данных (УСПД) промежуточного уровня АСКУЭ

метрологически аттестованные измерительные данные электронных

электросчетчиков. В простейшем случае вместо КВС на верхнем уровне небольшой

АСКУЭ может быть размещен автономный или входящий в локальную сеть

субъекта персональный компьютер.

7. Базы данных счетчиков основного уровня АСКУЭ дублируются

полностью или частично в базе данных КВС соответствующего субъекта,

периодически пополняются и хранятся в ней длительное время (годы).

8. АСКУЭ не может и не должно решать задачи автоматизированных

систем управления технологическими процессами (АСУ ТП) и телемеханических

систем диспетчерского управления (ТСДУ).

9. тип и пропускная способность канала связи должны соответствовать

задачам, решаемым на верхнем уровне АСКУЭ субъекта.

В структуре электропотребления объединенной энергосистемы Республики

Беларусь потребление промышленными предприятиями составляет около 60%,

населением 20% (из них 70% городским населением), непромышленными

потребителями 11%, сельхозпотребителями около 7% и транспортом (городским и

железнодорожным почти поровну) оставшиеся 2%. Поэтому следующими

важнейшими объектами автоматизированного энергоучета являются промышленные

предприятия.

От энергосистемы в республике питаются более 6000 промышленных и

приравненных к ним потребителей, из них 350-400 крупных предприятий

потребляют до 90-95% всей электроэнергии (по 60-70 предприятий на каждую

областную энергосистему). В среднем такое предприятие имеет 8-10 точек

коммерческого учета, размещаемых, как правило, на подстанциях на территории

предприятия. Таким образом, АСКУЭ крупных промышленных предприятий

содержат около 4000 точек коммерческого учета электроэнергии, а инвестиции в

создание этих АСКУЭ оцениваются величиной в 8-10 млн. долларов

(необходимость создания АСКУЭ промышленных предприятий, помимо АСКУЭ

энергосистемы, вызывается ,в первую очередь, невозможностью контролировать в

существующих схемах энергоснабжения большинство предприятий по прямым

фидерам с питающих подстанций энергосистемы ). При развитии АСКУЭ для всей

группы промышленных и приравненных к ним потребителей количество точек

учета возрастет до 25000-30000, а необходимые инвестиции увеличатся до 50 млн.

долларов.

5.2. Экономическая эффективность использования АСКУЭ на

промышленных предприятиях Республики Беларусь

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/кВт.ч, или ,при годовой выработке в

объеме 26 млрд. кВт.ч, 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. кВт.ч/год) и тарифе на электроэнергию, равном 0,04 дол./кВт.ч (80

руб./кВт.ч), 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.

кВт.ч 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/кВт.ч составит не менее 200 млн. дол в год

без учета затрат на модернизацию выявленных низкоэкономичных

электроустановок (при затратах, равных 80% от рассчитанной возможной экономии,