Қазақстан Республикасының

Білім және ғылым министірлігі

Д. Серікбаев атындағы

ШҚМТУ Министерство образования и

науки Республики Казахстан

ВКГТУ им.Д.СЕРИКБАЕВА

УТВЕРЖДАЮ

декан ФИТиБ

_____Денисова Н. Ф. _____________2016 г.

ЭНЕРГЕТИКАЛЫҚ РЕСУРСТПРДЫ ЕСЕПКЕ АЛУ

6М071700 «Жылуэнергетика» мамандығындығының магистранттарына арналған дәріс конспектісі

ПРИБОРНЫЙ УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ

Конспект лекций для магистрантов специальности 6М071700 «Теплоэнергетика»

Өскемен

Усть-Каменогорск 2016

4

Конспект лекций составлен на основе государственного стандарта

образования РК для магистрантов специальности 6М071700 «Теплоэнергетика» для дневной формы обучения.

Конспект лекций рассмотрен на заседании кафедры «Энергетики и технической физики».

Зав. кафедрой: С.В.Плотников Протокол №____ от _______________ 2016 г.

Одобрено методическим советом факультета информационных

технологий и бизнеса

Председатель учебного Совета Н.Г. Огаркова Протокол №____ от _______________ 2016 г.

Составил: С.И. Миргородский

Нормоконтролер: Т.В.Тютюнькова

5

Министерство образования и науки Республики Казахстан

Восточно-Казахстанский Государственный Технический Университет им.Д.СЕРИКБАЕВА

С.И. Миргородский

ПРИБОРНЫЙ УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ

Конспект лекций

для магистрантов специальности 6М071700 «Теплоэнергетика»

Усть-Каменогорск 2016

6

Миргородский С.И. «Приборный учет энергоресурсов»: Конспект лекций для магистрантов специальности 6М071700 «Теплоэнергетика» /

ВКГТУ. – Усть-Каменогорск, 2016-48 с.

Конспект лекций составлен с целью оказания помощи при подготовке магистрантов к усвоению курса «приборный учет энергоресурсов»,

использованию полученных знаний и навыков в профессиональной деятельности и при выполнении научно-исследовательских работ и

магистерской диссертации.

Одобрено методическим советом факультета информационных технологий и энергетики

Протокол №____ от _______________ 2016 г.

© Восточно-Казахстанский государственный технический

университет им. Д.Серикбаева, 2016

7

СОДЕРЖАНИЕ 1 Пояснительная записка....................................................................................4

2 Опорный конспект лекций..............................................................................4 3.1 Общие сведения об учете энергоресурсов......................................... .........4 3.2 Краткий анализ систем энергоснабжения промышленных

предприятий.........................................................................................................6 3.3 Характеристика систем учета энергоносителей на промышленных

предприятиях......................................................................... ..............................8 3.4 Учет электрической энергии и мощности на

энергообъектах.................................................................................................. .21 3.4.1 Автоматизированные системы контроля и учета электроэнергии и

мощности............................................................................................................23 3.4.2 Функции АСКУЭ……………………......................................................25

3.4.3 Классификация систем учета……….......................................................25 3.4.4 Экономическая эффективность АСКУЭ………….................................26

3.4.5 Интерфейсы измерительных каналов АСКУЭ……………..………….35 3.4.6 Принципы размещения измерительных комплексов……....………….42

3.5 Учет электропотребления в жилых и общественных зданиях......... 3.6 Учет тепловой энергии и теплоносителя............................................

4. Лабораторные работы................................................................................... 5. Задание для выполнения контрольной работы..........................................

6. Методические указания для выполнения контрольной работы...............

8

Введение

Цель преподавания дисциплины. В настоящее время большое внимание уделяется вопросам энергосбережения. Получить информацию об экономии энергоресурсов можно только в том случае, если у потребителей имеются

системы учета расхода этих энергоресурсов. Поэтому цель данного курса – дать будущим энергетикам сведения о средствах учета расходов

энергоресурсов, применяемых при учете приборов, автоматизации систем учета и необходимой точности учета. Основные знания и умения,

приобретаемые студентами в результате изучения дисциплины. Изучая курс «Учет энергоресурсов», студенты приобретают знания: по характеристикам

систем учета; местам установки приборов учета; требованиям к точности измерения. Большое внимание уделяется умению студентов: правильно

выбрать тип систем учета; определять места установки счетчиков; системам сбора информации; вопросам эксплуатации систем учета.

3 ОПОРНЫЙ КОНСПЕКТ ЛЕКЦИЙ

3.1 Общие сведения об учете энергоресурсов

Одним из важных элементов управления промышленным

предприятием в условиях рыночной экономики является система планирования и контроля затрат на производство. В связи с опережающим

ростом цен на энергоресурсы и воду доля затрат на них в производстве выросла на большинстве предприятий с нескольких процентов до нескольких

десятков процентов в общей стоимости продукции. Традиционно затраты на энергоресурсы на подавляющем большинстве

предприятий относят к накладным расходам. При таком подходе распределение затрат на энергоресурсы по видам продукции и

технологическим процессам имеет условный характер и не отражает реальной картины, что не позволяет правильно запланировать потребление и затраты на энергоресурсы при изменении объемов производства,

номенклатуры продукции, технологии производства и других производственных и внешних параметров. Отсутствие плановых показателей

и системы расчета потребления энергоресурсов в зависимости от производственных и других параметров (объем выпуска продукции,

температура и др.) не позволяет должным образом проконтролировать потребление энергоресурсов, что приводит к неоправданным потерям, в

конечном итоге – к более высокой стоимости производимой продукции. Энергетический менеджмент подразумевает планирование и контроль

каждого энергоресурса, как и любого другого дорогостоящего производственного ресурса (а не накладных расходов), с целью снижения

затрат предприятия на энергоресурсы путем улучшения энергетической эффективности. Наиболее эффективным «инструментом» планирования и

9

контроля потребления энергетических ресурсов была признана методология целевого энергетического мониторинга (ЦЭМ). Система ЦЭМ включает в

себя пять основных элементов: - мониторинг энергопотребления с использованием локальных

счетчиков предприятия с тем, чтобы измерять значение энергопотребления

каждого подразделения или участка – энергоучетного центра (ЭУЦ) системы ЦЭМ; мониторинг выхода продукции и зависимость между

энергопотреблением и выходом продукции при выработке целевой функции энергопотребления для каждого ЭУЦ;

- организация регулярной, чаще всего еженедельной, системы отчетности с оценкой эффективности использования энергоресурсов каждым

ЭУЦ, отдельными цехами и подразделениями, предприятием в целом, включая экономическую оценку;

- создание рабочих групп в каждом подразделении, которые регулярно анализируют полученную информацию, разрабатывают и внедряют

мероприятия по повышению энергетической эффективности своих подразделений;

- создание механизма «обратной связи» на всех уровнях организационной структуры предприятия для улучшения мотивации и стимулирования работников к энергосбережению.

Принцип действия системы ЦЭМ поясняет рис. 3.1. Из рисунка видно, что сама идея ЦЭМ довольно проста, но ее умелое

использовании дает значительные выгоды и преимущества. Система ЦЭМ очень широко применяется на промышленных предприятиях ведущих стран

Западной Европы и Америки.

Обобщая опыт использования ЦЭМ на западных и некоторых

российских предприятиях, можно сделать следующие выводы о

преимуществах, которые дает эта система для предприятий: - лучший контроль за использованием энергоресурсов, осознание

величины реальных затрат на энергоресурсы, проявление большей заинтересованности в экономии энергоресурсов;

- надежная информация о стоимости энергоресурсов для каждого подразделения и технологического процесса помогает принимать

коммерческие решения, планировать и рассчитывать бюджет;

10

- оперативное обнаружение и ликвидация неисправностей в энергопотребляющих установках и процессах.

На рис. 3.2 приведена структурная схема системы ЦЭМ цеха.

Как видно из рисунка, основными элементами системы являются

счетчики или датчики расхода всех энергоносителей цеха, персональная

ЭВМ, принтер и системы связи счетчиков и ПЭВМ. Цеховые системы ЦЭМ должны иметь связь с отделом главного

энергетика завода и системой ЦЭМ всего предприятия. Задача системы ЦЭМ – периодический контроль потребления всех

энергоносителей и сравнение его с нормативными или расчетными величинами.

Важным фактором системы ЦЭМ является интервал времени контроля. Этот интервал может составлять сутки, неделю, месяц, квартал, год.

Наиболее оптимальным является недельный интервал контроля.

3.2 Краткий анализ систем энергоснабжения промышленных предприятий

Половина потребляемого промышленностью топлива и более трети

электроэнергии преобразуются на специальных станциях и установках в

энергетический потенциал разнообразных энергоносителей (теплоту пара и горячей воды; энергию сжатого воздуха, кислорода, технического холода и т.

д.), применяемых в технологических комплексах предприятия. Остальная часть топлива и электроэнергии используется в технологических комплексах

непосредственно. Система энергоснабжения промышленного предприятия приведена на

рис. 3.3. На большинстве промышленных предприятий (ПП) в состав системы

энергоснабжения в качестве подсистем входят системы паро- и теплоснабжения, снабжения твердым и жидким топливом, газоснабжения,

электроснабжения, водоснабжения. Во многих отраслях промышленности к

11

ним добавляются системы воздухоснабжения, обеспечения продуктами разделения воздуха (кислородом, азотом и др.), кондиционирования воздуха,

хладоснабжения и др.

Рис. 3.3 Структурная схема энергоснабжения крупного промышленного предприятия:

Большинство энергетических процессов на ПП может осуществляться с

помощью разных энергоносителей (табл. 3.1). Многообразие потребляемых промышленными предприятиями видов

энергоносителей требует серьезного подхода к организации системы учета. На современном промышленном предприятии необходимо иметь автоматизированную систему учета всех потребляемых энергоносителей.

Система должна обеспечивать: возможность осуществлять контроль за объемами потребления энергетических ресурсов как в целом по

предприятию, так и по его отдельным подразделениям, а также, если это необходимо, по отдельным крупным потребителям; проводить анализ

динамики потребления энергоносителей.

12

На базе автоматизированной системы учета промышленного

предприятия возможно создание системы энергетического мониторинга, которая позволит не только осуществлять контроль и анализ потребления

отдельных видов энергоносителей, но и разрабатывать рекомендации по снижению потребления отдельных видов энергоносителей, оценивать

фактическое снижение потребления энергоносителей при внедрении энергосберегающих мероприятий, управлять потреблением энергоносителей.

3.3 Характеристика систем учета энергоносителей на промышленных

предприятиях

Электрическая энергия.Учет электрической энергии производится с

помощью приборов учета, установленных на вводных присоединениях распределительных устройств (шин) 220, 110, 10, 6, 0,4кВ. На напряжении

10кВ учет электрической энергии производится как на вводных присоединениях шин 10(6)кВ, так и на присоединениях отходящих линий. На

напряжении 0,4кВ учет электроэнергии производится иногда по вводным присоединениям, на отходящих линиях 0,4кВ счетчики электрической

энергии либо не устанавливаются, либо используются только для технического учета.

На рис. 3.4 приведена упрощенная схема электроснабжения промышленного предприятия. Схема включает в себя двухтрансформаторную главную

понизительную подстанцию (ГПП), распределительные пункты (РП), трансформаторные подстанции (ТП и КТП).

13

Рис. 3.4 Схема электроснабжения промышленного предприятия с обозначением точек

учета

Цифрами обозначены различные возможные точки установки приборов учета электрической энергии:

уровень учета 1: счетчики (Wh), установленные во вводных ячейках РУ 10(6)кВ ГПП, - трехфазные счетчики электрической энергии, включенные

через трансформаторы тока и трансформаторы напряжения. По этим счетчикам промышленные предприятия производят расчет за потребленную

электроэнергию с энергоснабжающей организацией (энергосистемой).Эти счетчики могут быть также включены через трансформаторы тока и

напряжения, установленные на вводах 110 кВ трансформаторов ГПП; уровень учета 2: счетчики, установленные в ячейках отходящих линий

РУ 10(6)кВ, эти счетчики используются, как правило, только для технического учета электрической энергии внутри предприятия;

уровень учета 3: а) счетчики, используемые для расчетов со сторонними потребителями(субабонентами) предприятия, они установлены в

ячейках отходящих линий РУ 10(6)кВ, питающих сторонних потребителей предприятия; б) данные приборы учета используются для расчетов со сторонними потребителями, получающими электроэнергию на напряжении

0,4кВ; уровень учета 4: счетчики, устанавливаемые на вводных

присоединениях крупных потребителей электрической энергии на предприятии(печи(ДСП, РТП), выпрямительные агрегаты большой

мощности, электролизные установки и т.п.); уровень учета 5: счетчики, установленные на вводных присоединениях

и присоединениях отходящих линий 0,4кВ, трансформаторных подстанций

14

10(6)/0,4кВ. Эти приборы обычно не используются для учета электрической энергии или вообще отсутствуют.

Основные приборы учета в настоящее время – индукционные или электронные счетчики электрической энергии.

Учет выработанной и отпущенной потребителю электроэнергии для

денежного расчета за нее называют расчетным учетом электроэнергии. Счетчики, предназначенные для расчетного учета, называют расчетными

счетчиками; их устанавливают, как правило, на границе балансовой принадлежности электросети энергоснабжающей организации и потребителя.

Количество расчетных счетчиков для каждого предприятия должно быть минимальным и обосновывается принятой схемой питающих сетей и

тарифами на электроэнергию для данного потребителя. Если расчетные счетчики устанавливают не на границе балансовой принадлежности

электросети, то потери электроэнергии на участке сети от границы раздела до места установки расчетных счетчиков относят на счет организации, на

балансе которой находится данный участок сети, и определяют расчетным путем. Потери электроэнергии в электросети предприятия, связанные с

передачей электроэнергии субабонентам, относят на счет субабонентов пропорционально доле их потребления.

В системе общего учета расхода электроэнергии на предприятии

важное место занимает технический учет, т.е. контроль расхода электроэнергии по цехам, энергоемким агрегатам и линиям. В табл. 3.2

представлены типовые счетчики электрической энергии.

15

Тепловая энергия. Тепловую энергию промышленные предприятия могут получать из собственного источника (котельная, ТЭЦ) или из

тепловых сетей сторонних организаций. В соответствии с «Правилами учета тепловой энергии» необходима

установка узлов учета тепловой энергии как на источнике (котельная, ТЭЦ),

так и у потребителей тепловой энергии. Регулирование потребления тепловой энергии осуществляется

централизованно на котельной, изменением режимов работы котлов. Для регулирования потребления отдельными объектами предприятия

используется «шайбирование», т.е. установка бронзовой «шайбы» внутри трубопровода, подающего тепловую энергию в здание. Диаметр «шайбы»

определяется расчетным путем. Такая система не дает возможности осуществлять погодное регулирование подачи тепловой энергии на

отопление здания. На рис. 3.5 приведена общая схема теплоснабжения предприятия.

Рис. 3.5 Общая схема теплоснабжения предприятия

При организации на предприятии системы учета тепловой энергии

необходима установка теплосчетчиков. Теплосчетчиком называется средство измерений, предназначенное для

измерения тепловой энергии. Для определения значений тепловой энергии,

передаваемой теплоносителем, необходимы измерения его количества и температуры до и после отдачи тепла. Таким образом, в состав теплосчетчика

входят измерители расхода, температуры, а также вычислительное устройство (тепловычислитель) для обработки результатов измерения и

выполнения ряда других функций, например, архивирования параметров теплоносителя и выдачи их на печатающее устройство (принтер). В комплект

теплосчетчика могут также входить датчики давления.

16

Принцип измерения расхода. Выбор типа датчика расхода является

очень важной и непростой задачей при принятии проектного решения.

Различают три основных метода измерения расхода: - Тахометрический (для измерения расхода используется вращение

движущимся теплоносителем крыльчатки или турбинки);

- Ультразвуковой (в основу положено измерение времени прохождения ультразвука через движущийся теплоноситель);

- Электромагнитный (в основу положено измерение значения индуцируемой ЭДС при прохождении теплоносителя через магнитное поле).

Особенности каждого метода измерений. Тахометрический метод:

- счетчик питается от встроенного источника; - счетчики данного типа относительно недороги;

- в трубопроводе находится вращающийся элемент конструкции; - критичен к примесям в воде( требует установки фильтра);

- маленький диапазон измерения: minmax = 110. Ультразвуковой метод:

- не содержит элементов конструкции в трубе; - обеспечивает измерение в широком диапазоне: minmax = 125; - требует протяженных участков для стабилизации потока;

- критичен к образованию накипи на внутренней стенке трубы. Электромагнитный метод:

- не содержит элементов в конструкции трубы; - обеспечивает измерение в широком диапазоне: minmax = 125;

- не требует протяженных прямолинейных участков для стабилизации потока;

- критичен к образованию накипи на внутренней стенке трубы. Длина прямого участка до и после расходомера. Требование

соблюдения протяженных прямых участков и (или) расстояния до запорной арматуры в некоторых случаях усложняет принятие проектного решения и

иногда приводит к увеличению стоимости установки узла учета. Диаметр условного прохода. Ультразвуковые счетчики для больших

диаметров (более 200 мм) поставляются только с пьезоэлектрическими

преобразователями и креплениями без отрезков труб. Измеряемый расход. В таблице представлены расходы, при которых

погрешность измерения не превышает 2%, так как согласно «Правил учета тепловой энергии и теплоносителя» (п.5.2.4.) водосчетчики должны

обеспечивать измерение массы (объема) теплоносителя с относительной погрешностью не более 2%.

Широкий диапазон измеряемых расходов облегчает принятие проектного решения (выбор Dу теплосчетчика), так как реже требует

заужения существующего трубопровода и уменьшает риск выхода теплосчечика из диапазона.

Наличие датчика давления. При установке узла учета тепла у поставщика теплоэнергии (на источнике теплоты) «Правила учета тепловой

17

энергии и теплоносителя» (п.2.1.2) требуют определения среднечасовых значений давлений в подающем, обратном и подпитывающем

трубопроводах. Количество оперативных каналов. Показатель количества

подключаемых к тепловычислителю расходомеров:

- один расходомер (на подающем или обратном трубопроводе) для закрытых систем теплоснабжения; установка теплосчетчика с одним

оперативным каналом на открытой системе теплоснабжения требует установки расходомера.

- два расходомера (на подающем и обратном трубопроводе) для открытых систем теплоснабжения;

- три расходомера: на подающем, обратном трубопроводах и на трубопроводе подпитки;

- четыре расходомера: на подающем, обратном, подпитывающем трубопроводах и на трубопроводе горячей воды.

Наличие архива, вывод на принтер. Согласно «Правил учета тепловой энергии и теплоносителя» (п. 3.1.2) в системах теплопотребления, где

суммарная тепловая нагрузка превышает 0,5 Гкал/час, должны определяться масса (или объем) полученного и возвращенного теплоносителя за каждый час и среднечасовые значения параметров теплоносителя.

Организация учета тепловой энергии и теплоносителя, полученных водяными системами теплопотребления. В открытых и

закрытых системах теплопотребления на узле учета тепловой энергии с помощью прибора (приборов) учета должны определяться: время работы

приборов узла учета; полученная тепловая энергия; масса (объем) теплоносителя, полученного по подающему трубопроводу и возвращенного

по обратному трубопроводу; масса (объем) теплоносителя, полученного по подающему трубопроводу и возвращенного по обратному трубопроводу за

каждый час; среднечасовая и среднесуточная температура теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах узла учета.

В системах теплопотребления, подключенных по независимой схеме, дополнительно должна определяться масса (объем) теплоносителя, расходуемого на подпитку.

В открытых системах теплопотребления дополнительно должны определяться: масса (объем) теплоносителя, израсходованного на водоразбор

в системах горячего водоснабжения; среднечасовое давление теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах узла учета.

Среднечасовые и среднесуточные значения параметров теплоносителя определяются на основании показаний приборов, регистрирующих

параметры теплоносителя. Принципиальная схема размещения точек измерения массы (объема)

теплоносителя, его температуры и давления, состав измеряемых и регистрируемых параметров теплоносителя в открытых системах

теплопотребления приведены на рис. 3.6, в закрытых системах теплопотребления - на рис. 3.7.

18

Рис.3.6 Принципиальная схема размещения точек измерения количества тепловой энергии и

массы (объема) теплоносителя, а также его регистрируемых параметров в открытых системах

теплопотребления (t - температура; G - масса воды; Q - тепловая энергия; T - время.)

Рис. 3.7 Принципиальная схема размещения точек измерения количества тепловой энергии и

массы (объема) теплоносителя, а также его регистрируемых параметров в закрытых системах

теплопотребления (t - температура; G - масса воды; Q - тепловая энергия; T - время)

В открытых и закрытых системах теплопотребления, где суммарная

тепловая нагрузка не превышает 0,5 Гкал/час, масса (объем) полученного и возвращенного теплоносителя за каждый час и среднечасовые значения

параметров теплоносителей могут не определяться. У потребителей в открытых и закрытых системах теплопотребления,

суммарная тепловая нагрузка которых не превышает 0,1 Гкал/час, на узле

19

учета с помощью приборов можно определять только время работы приборов узла учета, массу (объем) полученного и возвращенного теплоносителя, а

также массу (объем) теплоносителя, расходуемого на подпитку. В открытых системах теплопотребления дополнительно должна

определяться масса теплоносителя, израсходованного на водоразбор в

системе горячего водоснабжения. Узел учета тепловой энергии, массы (объема) и параметров

теплоносителя оборудуется на тепловом пункте, принадлежащем потребителю, в месте, максимально приближенном к его задвижкам.

В табл. 3.3 приведены типовые теплосчетчики наиболее часто применяемые на предприятиях.

Природный газ. Потребителями газа на технологические цели на промышленном предприятии являются печи и сушильные установки. Учет

потребления газа производится с помощью счетчиков, установленных на центральных распределительных станциях (здесь организуется учет

потребления в целом по предприятию) или в газораспределительных пунктах.

На рис. 3.8 приведен примерный вид схемы газоснабжения промышленного предприятия. По магистральному газопроводу из городской

сети газоснабжения газ подается на предприятие на центральную распределительную станцию (ЦРС). Далее, после понижения давления, по

распределительным газопроводам газ подается на главные

20

распределительные пункты (ГРП) откуда происходит подача газа непосредственно в цеха предприятия.

В настоящее время промышленные предприятия ведут учет объемов потребления газа по приборам учета (счетчикам газа), которые устанавливаются либо на ЦРС, где ведется учет потребления газа в целом по

предприятию, либо на ГРП, где счетчики газа устанавливаются на газопроводах, идущих непосредственно в цеха завода.

Рис. 3.8 Примерный вид системы газоснабжения промышленного предприятия

Для крупных потребителей (установок) необходим индивидуальный учет, который обычно имеется.

В настоящее время в промышленности и организациях бюджетной сферы для учета газов используются различные виды счетчиков:

ротационные, диафрагменные, вихревые, турбинные и др. Счетчики используются для учета природного газа, пропана, инертных

газов и воздуха. Ротационные счетчики. Рассмотрим принцип действия ротационных

счетчиков газа на примере счетчика RVG.

В основу конструкции счетчиков RVG положен принцип передачи газа строго определенными порциями от входа счетчика к его выходу. Объем

порции определяется измерительной камерой счетчика, образованной внутренней поверхностью корпуса и поверхностями двух синхронно

вращающихся в противоположных направлениях роторов. Вращательное движение роторов через редуктор и магнитную муфту передается на восьми

разрядный счетный механизм, который регистрирует число оборотов

21

роторов, а следовательно, и объем газа, прошедший через счетчик. Достоинства: широкий диапазон измерения (Qmax:Qmin=100:1) расхода газа;

быстродействие показаний счетчика – в пределах сотых долей секунды, высокая точность измерения; малые длины прямолинейных участков до и после счетчика (для некоторых моделей наличие прямолинейных участков –

не обязательно). Недостатки: 22 ограниченный максимальный измеряемый расход – до 1000 м3/ч.

Ротационные счетчики RVG G16-G250. Предприятие-изготовитель: ООО «Газэлектроника», г. Арзамас (табл.3.4).

Счетчики RVG предназначены для коммерческого и технологического

учета объемов потоков очищенных и осушенных газообразных сред: природного газа, пропана, водорода, воздуха, азота и инертных газов.

Счетчик RVG измеряет прошедший через него объем газа при рабочих условиях, т. е. не приведенный к стандартным условиям. Счетчики RVG

предусматривают возможность работы с электронным корректором объема EK-88 и температурным корректором объема TC-90.

Турбинные счетчики. Достоинства: достаточно широкий диапазон

измерения (Qmax:Qmin=40:1) расхода газа; быстродействие показаний счетчика – в пределах сотых долей секунды, высокая точность измерения; высокие

максимальные пределы измерения расхода газа – до 25000 м3/ч. Недостатки: требуется наличие прямолинейных участков: до счетчика 5Ду, после

счетчика – 3Ду. Турбинные счетчики газа CГ-16(M) 100-2500. Предприятие-изготовитель: ОАО «Арзамасский приборостроительный завод» (табл. 3.5).

22

Вихревые счетчики. Достоинства: достаточно широкий диапазон

измерения (Qmax:Qmin=40:1) расхода газа; отсутствие подвижных частей, высокая точность измерения; низкая стоимость. Недостатки: требуется

наличие прямолинейных участков: до счетчика 10(5)Ду, после счетчика – 3Ду; значительные потери давления (до 50 кПа); не могут применяться при

малых скоростях потока и для измерения расхода загрязненных сред. Вихревые счетчики газа ДРГ.М160-М5000. Предприятие-изготовитель: ИПФ

«Сибнефтеавтоматика» г. Тюмень (табл. 3.6).

Ультразвуковые счетчики. Достоинства: широкий диапазон

измерения (Qmax:Qmin=50:1) расхода газа; отсутствие подвижных частей, высокая точность измерения. Недостатки: требуется наличие прямолинейных участков; чувствительны к содержанию твердых и газообразных включений.

Ультразвуковые счетчики газа Курс-01. Предприятие-изготовитель: ООО «ПКФ «Курс» г. Днепропетровск, Украина (табл. 3.7).

23

Сжатый воздух. Сжатый воздух на промышленном предприятии вырабатывается компрессорными станциями и далее по магистральным

трубопроводам передается потребителям. Учет расхода сжатого воздуха на промышленных предприятиях обычно отсутствует, производится только

контроль давления воздуха в трубопроводах. Расчет выработанного количества сжатого воздуха производится по паспортным данным

компрессоров (производительности) и времени работы компрессора. На рис. 3.9 приведена общая схема распределения сжатого воздуха на предприятии.

Рис. 3.9 Структурная схема распределения сжатого воздуха

Пар. Пар на промышленном предприятии используется в основном для сушки изделий после окраски, грунтовки или в качестве первичного

теплоносителя. Учет количества производимого насыщенного пара производится с помощью счетчиков приведенных в табл. 3.8 или

определяется по паспортным данным и режимным картам котлов.

24

Вода. В системах водоснабжения промышленных предприятий часто используется городская вода для технологических целей, что приводит к

неоправданным материальным затратам на этот энергоноситель. Система оборотного водоснабжения либо отсутствует, либо развита недостаточно.

Учет потребления воды имеется на многих предприятиях, он производится счетчиками представленными в табл. 3.9.

25

3.4 Учет электрической энергии и мощности на энергообъектах

За погрешность измерений в точке учета электроэнергии принимают относительную погрешность измерительного комплекса (инструментальную погрешность).

Погрешность измерений электроэнергии должна соответствовать нормам, указанным в РД 34.11.321-96.

Средства измерений. При выполнении измерений электроэнергии в соответствии с РД 34.09.101-94 применяют измерительные комплексы, в

состав которых в общем случае в качестве технических средств могут входить: измерительные трансформаторы тока (далее — ТТ); измерительные

трансформаторы напряжения (далее — ТН); счетчики электроэнергии индукционные и/или электронные; линии присоединения счетчиков к ТН.

Типы средств измерений (далее — СИ) и схемы их подключения определяются числом фаз, уровнем напряжения и тока контролируемой сети

в точке учета и должны соответствовать технической документации на энергообъект, требованиям Главгосэнергонадзора РФ и ведомственной

технической документации. При выполнении измерений в цепях с реверсивным режимом работы

применяют электронные счетчики электроэнергии двух направлений потока

или два индукционных счетчика со стопорами против обратного хода. Классы точности счетчиков и измерительных трансформаторов, а

также потери напряжения в линиях присоединения счетчиков к ТН должны соответствовать требованиям ПУЭ.

1. В соответствии с ПУЭ допускается: подключение расчетных счетчиков класса точности 2,0 к ТН класса точности 1,0; подключение

счетчиков технического учета к встроенным ТТ класса точности ниже 1,0, если для получения класса точности 1,0 требуется установка дополнительных

комплектов ТТ; подключение счетчиков технического учета класса точности 2,0 к ТН класса точности ниже 1,0.

2. В соответствии с РД 34.09.101-94 для межсистемных линий электропередачи напряжением 500 кВ и выше рекомендуются счетчики активной электроэнергии класса точности 0,2, подключаемые к

измерительным трансформаторам класса точности выше 0,5. Метод измерений. Измерения электроэнергии выполняют методом

интегрирования по времени электрической мощности контролируемой сети при помощи индукционного или электронного счетчика электроэнергии и

периодического считывания непрерывно нарастающих показаний счетчика. Значение электроэнергии за учетный период определяют по разности

показаний счетчика в конце и начале этого периода. Выполнение измерений. При выполнении измерений электроэнергии

производят следующие операции. 1. Снимают показания счетчика Ni — число, зафиксированное

отсчетным устройством счетчика в заданный момент времени.

26

2. Выполняют операцию по п.1 на всех контролируемых присоединениях (объектах учета).

При наблюдении в процессе измерений записывают: календарную дату выполнения измерений; наименование (обозначение) объекта учета электроэнергии; астрономическое время выполнения измерений (моменты

времени отсчитывания показаний счетчика); номер счетчика; коэффициент счетчика, указанный на его щитке; показания счетчика по всем разрядам

отсчетного устройства. В МВИ энергообъекта также указывают: последовательность обхода

счетчиков при выполнении измерений; периодичность обхода счетчиков при выполнении измерений; требования о периодичности и форме регистрации

параметров контролируемых присоединений и влияющих величин. Обработка (вычисление) результатов измерений. Обработку

(вычисление) результатов измерений выполняют следующим способом. 1. Значение электроэнергии за учетный период времени от момента t1

до момента t2 вычисляют по разности N показаний счетчика N2 и N1 в указанные моменты времени по формуле

W = k(N2 - N1) = k N, кВт·ч или квар·ч. (3.1)

2. Для счетчика непосредственного включения или трансформаторного

счетчика, на щитке которого указан множитель вида «М·10m», принимается коэффициент k = М·10m; при отсутствии множителя коэффициент k = 1.

3. Для трансформаторного универсального счетчика коэффициент k

вычисляется по формуле (3.2)

где U1/U2 и I1/I2 - коэффициенты трансформации измерительных

трансформаторов напряжения и тока соответственно, указанные на съемном щитке счетчика.

При наличии множителя вида М·10m коэффициент k вычисляется по

формуле (3.3)

4. Относительную погрешность измерительного комплекса W

(приписанную характеристику погрешности измерений) вычисляют по методике РД 34.11.225-90.

5. Гарантируемая точность измерений в реальных условиях применения СИ определяется пределом допускаемой относительной

погрешности измерительного комплекса. Контроль точности результатов измерений. Основной целью

контроля точности результатов измерений (далее — контроль точности) является проверка правильности выполнения операций и соблюдения правил

измерений, регламентированных МВИ, а также проверка удовлетворения требований к погрешностям измерений.

27

Контроль точности может быть оперативным и (или) периодическим. Оперативный контроль точности проводят:

- если фактический небаланс электроэнергии, определенный в соответствии с РД 34.09.101-94 по результатам измерений, больше допустимого небаланса, рассчитанного с учетом относительных

погрешностей измерительных комплексов W; - при расхождении результатов измерений по показаниям

дублирующих счетчиков, установленных на границах раздела сети (по балансовой принадлежности);

- при выходе параметров контролируемого присоединения за допускаемые пределы;

- при отклонении рабочих условий применения СИ за установленные границы;

- при потерях напряжения в линиях присоединения счетчиков к ТН более установленных значений;

- при изменении процедуры снятия показаний счетчиков (маршрута обхода, временного режима и др.);

- после изменения схемы вторичных цепей измерительных трансформаторов;

- после замены СИ в измерительном комплексе на однотипные или на

СИ других типов; - после ремонта измерительного комплекса или его составных частей;

- после поверки (калибровки) СИ, входящих в измерительный комплекс.

Периодический контроль точности проводят через установленные интервалы времени.

Результатами контроля точности являются выводы о правильности: - применения СИ и вспомогательных устройств;

- соблюдения условий измерений; - выполнения операций при подготовке к измерениям;

- выполнения измерений; - обработки результатов измерений и их оформления. Основным результатом контроля точности должен являться вывод о

соответствии погрешности измерений принятым нормам, точности или приписанным характеристикам погрешности измерений.

3.4.1 Автоматизированные системы контроля и учета электроэнергии и

мощности Современная цивилизованная торговля энергоресурсами основана на

использовании автоматизированного приборного энергоучета, сводящего к минимуму участие человека на этапе измерения, сбора и обработки данных и

обеспечивающего достоверный, точный, оперативный и гибкий, адаптируемый к различным тарифным системам учет как со стороны

поставщика энергоресурсов, так и со стороны потребителя. С этой целью как

28

поставщики, так и потребители создают на своих объектах автоматизированные системы контроля и учета энергоресурсов – АСКУЭ.

При наличии современной АСКУЭ промышленное предприятие полностью контролирует весь свой процесс энергопотребления и имеет возможность по согласованию с поставщиками энергоресурсов гибко

переходить к разным тарифным системам, минимизируя свои энергозатраты. АСКУЭ предназначены для решения следующих задач:

- комплексный автоматизированный коммерческий и технический учет электроэнергии по предприятию;

- контроль электропотребления по точкам и структурам учета в заданных временных интервалах (3, 30 минут, зоны, смены, сутки, декады,

месяцы, кварталы и годы) относительно заданных лимитов, режимных и технологических ограничений мощности;

- фиксация отклонений контролируемых величин учета и их оценка в абсолютных и относительных единицах с целью облегчения анализа

электропотребления; - сбор и информирование данных на энергообъекте для использования

их при коммерческих расчетах; - сбор и передача информации на верхний уровень управления и

формирование на этой основе данных для проведения коммерческих

расчетов между объектами рынка (в том числе по сложным тарифам); - формирование баланса производства и потребления электроэнергии

по отдельным узлам, районам, АО-энерго в целом, а также по РАО «ЕЭС России»;

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

- формирование статистической отчетности; - оптимальное управление нагрузкой потребителей;

- автоматизация финансово-банковских операций и расчетов с потребителями;

- контроль достоверности показаний приборов учета электроэнергии. - сигнализация (цветом, звуком, распечаткой) отклонений

контролируемых величин сверх допустимого диапазона значений с целью

принятия оперативных решении; - прогнозирование (кратко-, средне- и долгосрочное) значений величин

энергоучета с целью планирования энергопотребления; - автоматическое управление энергопотреблением на основе заданных

критериев и приоритетных схем включения/отключения потребителей-регуляторов с целью экономии ручного труда и обеспечения качества

управления; - обеспечение внутреннего хозрасчета по энергоресурсам между

цехами и подразделениями завода с целью экономии энергоресурсов и их рационального расходования на рабочих местах;

- точный расчет с субабонентами предприятия по энергопотреблению с целью справедливого распределения энергозатрат.

29

3.4.2 Функции АСКУЭ. Всю совокупность функций АСКУЭ можно классифицировать по следующим группам:

- формирование нормативно-справочной базы учета предприятия по каждой точке и структуре учета, тарифам, зонам, сменам, аппаратным и программным средствам АСКУЭ;

- сбор в автоматическом (по заданным периодам времени) и ручном (по запросу оператора) режимах конкретных штатных параметров системы

АСКУЭ по каждой точке; - накопление данных учета в базе данных АСКУЭ на ПК по каждой

точке учета с заданной временной дискретностью на требуемую ретроспективу;

- обработка накопленных значений учета в соответствии с действующими тарифами, схемой энергоснабжения и структурой учета

предприятия; - отображение измерительной и расчетной информации учета в виде

комплекса графиков, таблиц и ведомостей на мониторе ПК; - документирование измерительной и расчетной информации учета в

виде графиков, таблиц и ведомостей на принтере ПК; - сигнализация о внештатных ситуациях; - прогнозирование нагрузки;

- автодиагностика АСКУЭ с анализом поступления информации от сбоев и отказов систем и каналов связи.

3.4.3 Классификация систем учета. Эффективность конкретных АСКУЭ во многом зависит от правильного выбора специализированных

информационно-измерительных систем учета, устанавливаемых на среднем уровне АСКУЭ.

Системы учета принимают дистанционно-измерительную информацию от первичных измерительных преобразователей (ПИП) нижнего уровня

АСКУЭ, установленных в определенных точках — точках измерения (ТИ), или точках учета (ТУ) — технологического процесса потребления

электроэнергии. Информация с выходов ПИП поступает на соответствующие входы системы по измерительным каналам в виде дискретных (импульсных) или аналоговых электрических сигналов. Если эти сигналы относятся к

измерению электроэнергии, то они несут информацию о кванте потребленной электроэнергии или ее усредненной мощности в точке учета

электрической нагрузки силового кабеля или питающей шины. Заметим, что в данном контексте понятия точки измерения и точки учета рассматриваются

как синонимы, хотя точка измерения может не совпадать с точкой учета. Система учета осуществляет измерения, накопления и расчеты данных

учета, во-первых, по своим измерительным входам Вх (каналам учета), во-вторых, по точкам учета (ТУ) и, в-третьих, по группам учета (ГУ). Точка

учета системы обычно включает от одного до пяти измерительных входов. Так, при измерении потребляемой активной электроэнергии точка учета

содержит только один измерительный вход (канал учета - один электросчетчик активной энергии), но при необходимости измерения в точке

30

учета потребляемой и отдаваемой (генерируемой) активной и реактивной электроэнергии эта точка учета может потребовать уже установки четырех

различных электросчетчиков и соответственно использования четырех каналов системы учета. Группы учета представляют собою задаваемые пользователем арифметические функции над данными каналов, которые

объединяются в группы с целью получения измерения-расчета по совокупности объектов учета, например, по группе фидеров, питающих

завод, цех или участок. Чтобы ориентироваться во множестве существующих отечественных и

зарубежных системах учета и их характеристиках, целесообразно провести их классификацию по основным показателям: количеству каналов учета,

назначению и типу измерительных входов, по возможностям локального и дистанционного доступа к данным учета. Классификация систем возможна и

по ряду дополнительных признаков (по назначению — коммерческий, технический учет, по внешней и внутренней конструкциям — монолитные,

модульные и т.п.). Системы учета электрической энергии по количеству каналов учета

(как правило, это импульсные каналы) подразделяются на малоканальные (до 32 каналов) и многоканальные (свыше 32 каналов).

По типу измерительных каналов все системы учета подразделяются па

системы с аналоговыми, дискретными (импульсными) или смешанными (содержат каналы как первого, так и второго типа) каналами. В аналоговых

каналах используются, как правило, унифицированные сигналы постоянного тока диапазона 0-5, 0-20 или 4-20 мА, а в дискретных каналах —

числоимпульсные сигналы 0 12 мА с частотой до 10 ГЦ. Исторически так сложилось, что при измерении электрической энергии преобладают ПИП с

числоимпульсным выходом. Поэтому системы для измерения расходов электроэнергии в подавляющем большинстве случаев имеют

числоимпульсные входы. По возможностям локального доступа к данным учета (на месте

установки прибора на среднем уровне АСКУЭ) системы подразделяются на системы без доступа (типа «черного ящика»), имеющие в лучшем случае ограниченную светодиодную индикацию своей работоспособности, и на

системы с доступом через табло и клавиатуру или самописец. Для децентрализованных АСКУЭ применимы только системы с табло и

клавиатурой, позволяющие энергетику оперативно на месте просмотреть все необходимые текущие и накопленные данные по учету. Дистанционный

доступ (с верхнего уровня АСКУЭ) к данным учета может осуществляться с помощью стандартных компьютерных интерфейсов, дискретных

(импульсных) информационных выходов систем или переносного внешнего носителя (в последнем случае не обеспечивается требуемая оперативность

доступа к системе с ПК верхнего уровня АСКУЭ). 3.4.4 Экономическая эффективность АСКУЭ. Смысл создания и

использования АСКУЭ заключается в постоянной экономии электроэнергии и финансов предприятия при минимальных начальных денежных затратах.

31

Величина экономического эффекта от использования АСКУЭ достигает по предприятиям в среднем 15-30% от годового потребления электроэнергии, а

окупаемость затрат на создание АСКУЭ происходит за 1-3 квартала. На сегодняшний день АСКУЭ предприятия является тем необходимым механизмом, без которого невозможно решать проблемы цивилизованных

расчетов за энергоресурсы с их поставщиками, непрерывной экономии энергоносителей и снижения доли энергозатрат в себестоимости продукции

предприятия. По мере автоматизации технологических процессов предприятия, снижения степени человеческого участия в производстве и

повышения уровня его организации АСКУЭ может быть трансформирована в автоматическую систему с обратным контуром управления

электропотреблением не через энергетика-диспетчера или руководителя, а через соответствующие устройства управления нагрузками-регуляторами. До

тех же пор, пока в технологии производства преобладает человек со своими случайными волевыми решениями, АСКУЭ сохранится как

автоматизированная система, позволяющая, в первую очередь, выявлять все потери электроэнергии, связанные с неэффективным человеческим участием

в процессе электропотребления. Уровень электропотребления предприятия определяется, с одной

стороны, энергоемкостью установленного технологического оборудования, а

с другой стороны, режимами его эксплуатации, которые задаются персоналом предприятия непосредственно на рабочих местах исходя из

производственных и личных интересов и потребностей. Изменение первой базовой составляющей электропотребления требует замены устаревших

энергоемкого оборудования и техпроцесса более современными и менее энергоемкими, что связано с модернизацией производства и привлечением

крупных инвестиций, что в условиях нашей экономики проблематично. Поэтому необходимо обратить внимание на возможности минимизации

второй, организационно-технической, составляющей (ОТС) энергопотребления предприятия, которая не требует крупных денежных

затрат, но при реализации дает эффект практически мгновенно. Заметим, что актуальность минимизации этой составляющей сохраняется и после сокращения базового электропотребления в результате модернизации

производства. ОТС электропотребления предприятия, в свою очередь, имеет, по крайней мере, шесть основных составляющих:

- договорная, фиктивная составляющая связана с расчетами за электроэнергию с поставщиками не по фактическим значениям

электропотребления, а по договорным и, как правило, существенно завышенным значениям, что приводит потребителя к финансовым потерям.

Эта составляющая потерь сводится к минимуму (и даже к нулю) при организации АСКУЭ коммерческого учета;

- тарифная составляющая, связанная с расчетами за электроэнергию с поставщиком по фактическим значениям электропотребления, не по самому

выгодному для потребителя тарифу из-за отсутствия учета, способного реализовать этот лучший тариф. Эта составляющая потерь сводится к нулю

32

при организации АСКУЭ коммерческого учета, способной отслеживать любые действующие и перспективные тарифы;

- режимно-тарифная составляющая, связанная с возможностью изменения режимов работы оборудования по времени и величине электропотребления в заданных зонах суток (пиковых зонах) с целью

минимизации тарифных платежей в рамках одного и того же многозонного тарифа. Эта составляющая потерь сводится к минимуму при организации

АСКУЭ коммерческого и технического учета с элементами прогнозирования и анализа состава нагрузок;

- технологическая составляющая, связанная с нарушением технологического цикла и неэффективным использованием оборудования.

Эта составляющая потерь сводится к минимуму при организации АСКУЭ глубокого (до уровня цехов, участков и крупных энергоустановок)

технического учета с введением хозрасчета по электроэнергии между подразделениями предприятия;

- личностная составляющая, связанная с использованием персоналом производственного оборудования в личных целях. Эта составляющая потерь

сводится к минимуму при организации АСКУЭ глубокого технического учета с расчетом реальных удельных норм на выпуск единицы продукции;

- бесхозная составляющая, связанная с незаинтересованностью,

безразличием персонала на рабочих местах к энергопотерям разного вида. Эта составляющая сводится к минимуму при организации АСКУЭ

технического учета с введением внутреннего хозрасчета по энергоресурсам между подразделениями предприятия и при материальном стимулировании

работников по показаниям АСКУЭ за экономию энергоресурсов. Уровни АСКУЭ. Решение проблем учета на предприятии требует

создания автоматизированных систем контроля и учета энергоресурсов (АСКУЭ), которые в общем случае содержат три уровня (рис. 3.10):

33

Рис. 3.10. Обобщенная структурная схема трехуровневой АСКУЭ

а) нижний уровень — первичные измерительные преобразователи (ПИП) с телеметрическими выходами, осуществляющие непрерывно или с

минимальным интервалом усреднения измерение параметров учета потребителей по точкам учета (фидеру);

б) средний уровень – контроллеры (специализированные измерительные системы или многофункциональные программируемые

преобразователи) со встроенным программным обеспечением учета, осуществляющие в заданном цикле интервала усреднения круглосуточный

сбор измерительных данных с территориально распределенных ПИП, накопление, обработку и передачу этих данных на верхний уровень;

в) верхний уровень — персональный компьютер (ПК) со

специализированным программным обеспечением АСКУЭ, осуществляющий 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. Нижний уровень АСКУЭ связан со средним уровнем измерительными

каналами, в которые входят все измерительные средства и линии связи от точки учета до контроллера, включая его входные цепи (иногда упрощенно

34

под измерительными каналами подразумевают их часть — цепи передачи данных от ПИП до контроллера). Так, например, для электроучета под

измерительным каналом подразумевается цепочка от питающего фидера, проходящая через измерительные трансформаторы тока и напряжения, электросчетчик с телеметрическим выходом и двухпроводная линия связи до

контроллера. Средний уровень АСКУЭ связан с верхним уровнем каналом связи, в

качестве которого могут использоваться физические проводные линии связи, выделенные или коммутируемые телефонные каналы, радиоканалы (в

содержание понятия канала связи входят не только линии связи, но и оборудование связи, обслуживающее эти линии; иногда совокупность

каналов связи называют средой связи). Передача данных по этим каналам осуществляется, как правило, по стандартным интерфейсам (интерфейсы

типа RS-232, RS-485, ИРПС и т.п.) и определенным стандартным (например М-bus) или оригинальным (протоколы систем ИИСЭ4, СЭМ-1 и т.п.)

протоколам обмена. Понятие АСКУЭ является динамичным понятием, меняющим свое

содержание в зависимости от экономического и технического прогресса. С появлением на рынке в начале 90-х годов надежных и сравнительно дешевых зарубежных ПК стало возможным значительную часть функций АСКУЭ

снять с контроллеров и передать программному обеспечению ПК, что привело к рождению рассмотренной трехуровневой структуры АСКУЭ.

Такая структура позволяет решать качественно новые задачи учета, а решение прежних задач ставит на несравнимо более высокий уровень, что

обеспечивается как колоссальной памятью и вычислительными возможностями ПК, так и их средствами отображения и документирования

(цветной монитор, графическая печать, звуковые эффекты). Дальнейший прогресс в области интегральной технологии позволил

функции контроллеров по учету энергоресурсов встраивать непосредственно в первичные преобразователи, получая таким образом «интеллектуальные

ПИП». Для этих преобразователей трехуровневая схема АСКУЭ может быть трансформирована в двухуровневую структуру «ПИП-ПК» (рис. 3.11), в которой сбор данных с точек учета ведется через определенную среду связи

непосредственно на ПК (например, все «интеллектуальные» электросчетчики подключаются к компьютеру через коммутируемую телефонную среду).

Указанный принцип построения АСКУЭ связан с большими финансовыми затратами на достаточно дорогие «интеллектуальные» ПИП и

требует, кроме того, наличия большого количества каналов связи (на каждый ПИП по каналу), что в ряде случаев невыполнимо.

35

Рис. 3.11 Вариант обобщенной структурной схемы АСКУЭ: двухуровневая схема с контроллерными функциями обработки, встроенными в первичные преобразователи

Другой крайний случай вырождения трехуровневой структуры АСКУЭ в двухуровневую с обычными «неинтеллектуальными» ПИП связан с

перенесением контроллерных функций сбора данных в ПК (рис. 3.12). В этом случае компьютер доукомплектовывается специальными модулями сбора

данных и в круглосуточном режиме, аналогично контроллеру реализует все функции АСКУЭ (примером такой системы является КТС «ЭНЕРГИЯ»). Недостаток такого подхода связан, во-первых, с монопольным

использованием компьютера только для задач учета (хотя его возможности значительно шире), во-вторых, со снижением надежности и живучести

АСКУЭ в целом (отказ компьютера ведет к разрушению всей системы сбора и потере всех текущих измерительных данных), в-третьих, и в этой структуре

надо решать проблему реализации большого количества измерительных каналов. Поэтому в ряде систем используются упрощенные контроллеры —

концентраторы, или устройства сбора данных (УСД), которые позволяют мультиплексировать измерительные каналы, т. е. одновременно собирать

данные с группы ПИП и передавать их на следующий уровень по одной двухпроводной линии, но с временным разделением каналов.

36

Рис. 3.12 Вариант обобщенной структурной схемы АСКУЭ: двухуровневая схема с

контроллерными функциями сбора, встроенными в ПК

Коммерческие и технические АСКУЭ. По назначению АСКУЭ

предприятия подразделяют на системы коммерческого и технического учета. Коммерческим, или расчетным учетом называют учет выработанной и

отпущенной потребителю (предприятию) энергии для денежного расчета за нее (соответственно приборы для коммерческого учета называют коммерческими, или расчетными). Техническим, или контрольным учетом

называют учет для контроля процесса энергопотребления внутри предприятия по его подразделениям и объектам (соответственно

используются приборы технического учета). С развитием рыночных отношений, реструктуризацией предприятий, хозяйственным обособлением

отдельных подразделений предприятий и появлением коммерчески самостоятельных, но связанных общей схемой энергоснабжения производств

субабонентов технический учет, помимо чисто контрольной функции, приобретает черты и расчетного учета.

Системы АСКУЭ коммерческого и технического учета могут быть реализованы как раздельные системы (рис. 3.15) или как единая (смешанная)

система. До недавнего времени в реализации систем АСКУЭ на предприятиях преобладал второй подход, но появление новой техники сделало предпочтительным создание раздельных систем (раздельных, по

крайней мере, на среднем уровне АСКУЭ).

37

Рис. 3.13 АСКУЭ коммерческого и технического учета промышленного предприятия

Этому способствовала и сама специфика этих двух видов учета. Коммерческий учет консервативен, имеет устоявшуюся схему

энергоснабжения, для него характерно наличие небольшого количества точек учета, по которым требуется установка приборов повыше той точности, а

сами средства учета нижнего и среднего уровня АСКУЭ должны выбираться из государственного реестра измерительных средств.

Кроме того, системы коммерческого учета в обязательном порядке пломбируются, что ограничивает возможности внесения в них каких-либо оперативных изменений со стороны персонала предприятия. Технический

учет, наоборот, динамичен и постоянно развивается, отражая меняющиеся требования производства; для него характерно большое количество точек

учета по разным видам энергоресурсов, по которым можно устанавливать в

38

целях экономии средств приборы пониженной точности, причем выбор этих приборов не обязательно должен делаться из госреестра.

Отсутствие пломбирования приборов энергосбытовой организацией позволяет службе главного энергетика предприятия оперативно вносить изменения в исходные данные установленных приборов в соответствии с

текущими изменениями в схеме энергоснабжения предприятия. Централизованные и децентрализованные АСКУЭ. По принципу

реализации и доступа к информации АСКУЭ как коммерческого, так и технического учета можно подразделить на централизованные и

децентрализованные. Структура централизованной системы совпадает с обобщенной

трехуровневой схемой АСКУЭ. В такой системе сбор данных с удаленных ПИП, территориально распределенных по подразделениям и объектам

предприятия, осуществляется непосредственно или через УСД на многоканальный контроллер, а с него далее на ПК. Такая структура АСКУЭ

гарантирует получение в реальном масштабе времени полной и точной информации по энергопотреблению всех подразделений и объектов

предприятия для уровня главного энергетика и руководства предприятия, но ограничивает оперативный доступ к этой информации со стороны энергетиков и руководителей подразделений, отдельных удаленных

хозяйственных объектов предприятия и его субабонентов, что снижает эффективность АСКУЭ в плане экономии энергоресурсов. Для

централизованной системы организация оперативной обратной связи с различными объектами по учету требует построения либо развитой

глобальной компьютерной сети инфраструктуры предприятия, либо использования сети дистанционно управляемых табло, подключенных к ПК

главного энергетика. Оба эти пути на сегодняшний день для большинства предприятий маловероятны в силу их дороговизны.

Альтернативой централизованной системе является децентрализованная АСКУЭ (рис. 3.14). Такая система строится на базе недорогих

малоканальных контроллеров учета со встроенным табло и клавиатурой, которые устанавливаются непосредственно на контролируемых объектах и через среду связи подключаются к удаленной ПК главного энергетика

предприятия. Такая АСКУЭ обеспечивает в реальном масштабе времени доступ к информации учета всем заинтересованным лицам.

Децентрализованные АСКУЭ позволяют приблизить машинный интеллект к месту потребления энергоресурсов и благодаря этому оперативно и

эффективно решать на местах задачи их учета, контроля и экономии. Децентрализованная структура АСКУЭ позволяет красиво, без противоречий

объединить в рамках единой АСКУЭ функции коммерческого и технического учетов: одна или несколько малоканальных систем выделяется

для решения задач коммерческого учета (и соответственно пломбируется энергоконтролирующими организациями), а остальные системы решают

задачи технического учета (аналогичное объединение функций в рамках единой централизованной системы вызывает много проблем). Наконец,

39

децентрализованная АСКУЭ, использующая системы учета с дополнительными функциями управления, позволяет реализовать

автоматическое управление нагрузкой (потребителями-регуляторами) непосредственно на местах установки систем (для производств с высокой технологической дисциплиной).

Промышленное предприятие с инфраструктурой

Рис. 3.14 Децентрализованная АСКУЭ промышленного предприятия

3.4.5 Интерфейсы измерительных каналов АСКУЭ. В типовой

трехуровневой структуре АСКУЭ промпредприятия нижний уровень (уровень первичных измерительных преобразователей ПИП) связан со

средним уровнем (уровнем контроллеров, или уровнем вторичных измерительных преобразователей НИИ) измерительными каналами. К этим каналам относятся первичные преобразователи и линии связи, подключенные

с одной стороны к выходам ПИП, а с другой стороны - ко входным цепям вторичных преобразователей. Большинство существующих ПИП измерения

различных видов энергоносителей и их параметров имеет токовые аналоговые и/или токовые дискретные выходы. Типичные схемы

интерфейсов измерительных каналов представлены на рис. 3.15 ПИП с токовым аналоговым выходом имеет встроенный источник тока

— генератор тока с некоторым внутренним сопротивлением Rвн, который управляется функцией f(х) измерения параметра х энергоносителя (рис. 3.15,

а). Ток i = f(х) поступает в линию связи и на входном нагрузочном резисторе Rн вторичного преобразователя создает соответствующее падение

напряжения, которое далее преобразуется в цифровое значение измеряемого параметра х. ПИП данного вида имеют, как правило, унифицированные

выходные сигналы постоянного тока в диапазонах {0 - 5}, {0 - 20} или {4 - 20} мА (току i = 0 или i=4 мА соответствует некоторое минимальное значение измеряемого параметрах, а току i = imax из {5 20} мА —

максимальное значение этого параметра). Максимально допустимая длина линии связи между ПИП и ВИП зависит от величины внутреннего

40

сопротивления Rвн, ПИП, активного сопротивления Rл линии связи, входного сопротивления Rн, ВИП, ожидаемого уровня помех и обычно не

превышает несколько десятков метров.

Рис. 3.15 Типичные интерфейсы первичных измерительных преобразователей ПИП

(датчиков) со вторичными измерительными преобразователями ВИП (контроллерами): а) схема подключения датчика с токовым выходом; б) схема подключения датчика с

числоимпульсным выходом

ПИП с дискретным выходным сигналом имеют, как правило,

гальванически развязанный выход с открытым коллектором транзистора или релейным «сухим» контактом, питание которого производится со стороны

источника тока, встроенного в ВИП (рис. 3.15, б). При этом величина тока в линии связи имеет значение imin или imax, в зависимости от того, закрыт или

открыт выход ПИП, что определяется дискретным характером процесса измерения преобразователем параметра х энергоносителя.

Последовательность «замыканий — размыканий» выходной цепи ПИП порождает на входе ВИП последовательность токовых двоичных импульсов (<0>, <1>) определенной частоты и длительности, которая используется для

цифрового представления измеряемого параметра х. Как правило, ток в линии связи не превышает 10- 20мА. Максимально допустимая длина линии

связи зависит от величины тока ВИП, активного сопротивления линии и может доходить до 3 км.

Из рассмотренного следует, что выбор типов вторичных преобразователей (контроллеров, систем) в АСКУЭ, а также территориально-

распределенная структура АСКУЭ (удаленность точек учета первого уровня

41

от второго уровня АСКУЭ) во многом зависят от выходных интерфейсов используемых первичных преобразователей. Этот фактор является

системным, и его необходимо учитывать как при разработке АСКУЭ, так и при закупке конкретного оборудования для развития существующей АСКУЭ предприятия.

Интерфейсы каналов связи АСКУЭ. Каналы связи в трехуровневой структуре АСКУЭ промпредприятия связывают средний уровень АСКУЭ

(уровень вторичных измерительных преобразователей ВИП, или контроллеров систем) с верхним — уровнем ПК. Большинство

преобразователей и ПК имеют типовые интерфейсы, рассматриваемые далее. Интерфейс с токовой петлей (СL) относится к классу универсальных

двухточечных радиальных интерфейсов удаленного последовательного доступа к системам (рис. 3.16). Этот интерфейс широко применяется в

промышленном оборудовании, так как позволяет осуществить связь по физическим линиям на дальние расстояния (до 3 км) без использования

аппаратуры передачи данных (модемов).

Рис. 3.16 Токовые интерфейсы вторичных измерительных преобразователей (контроллеров) с

ПК: а) токовая петля CL; б) интерфейс радиальный последовательный ИРПС

Интерфейс СL представляет собой двухпроводную линию, образующую

токовую петлю с дискретно переключаемым источником тока и приемником (рис. 3.16, а). Последовательные данные от источника к приемнику

42

передаются побитно и побайтно асинхронным способом сигналами постоянного тока. l=20мА (иногда используются сигналы 10, 40 или 80 мА).

Ток, превышающий 17мА, представляет логическую <1> (маркер), а ток, меньший, чем 2 мА,— логический <0> (пробел). Одно из взаимодействующих устройств должно быть активным и служить

источником тока, а другое — пассивным (приемником). Интерфейс СL имеет, как правило, протяженную линию передачи, которая подвержена

влиянию внешних помех и перенапряжений. Поэтому схемы передатчика и приемника линии могут быть гальванически развязаны за счет использования

оптронов и изолированных источников питания (аналогичное решение приведено на рис. 3.18, б). Максимальная скорость передачи сигналов по

токовой петле — 9600 бит/с при длине линии связи до 300 м. Снижая скорость передачи, можно почти пропорционально увеличивать длину

линии: на скорости 1200 бит/с длина линии увеличивается до 2000 м. Токовая петля используется обычно для сопряжения одного передатчика и одного

приемника, но, в принципе, она может охватывать и несколько последовательно соединенных пассивных приемников.

Токовая петля позволяет передавать данные по двухпроводной линии в одном направлении (симплексная связь): от передатчика к приемнику. Для дуплексной связи (одновременной передачи в двух противоположных

направлениях) используется четырехпроводная линия (рис. 3.18, б). Такой принцип используется в интерфейсе ИРПС. Интерфейс содержит цепь 1

«Передаваемые данные» (Пд+/Пд-) и цепь 2 «Принимаемые данные» (Пр+/Пр-). Этот интерфейс гарантирует передачу сигналов со скоростью

9600 бит/с на расстояние до 500 м (на больших расстояниях пропорционально снижается скорость), но не регламентирует типы

применяемых кабелей и разъемов. Другой тип массового, наиболее широко используемого интерфейса, —

интерфейс стандарта Ассоциации электронной промышленности США (ЕIA). RS-232С (европейский аналог стандарт ССIТТ V.24). Этот тип интерфейса

применим для синхронной и асинхронной связи между устройствами в симплексном, полудуплексном и дуплексном режимах. Стандарт регламентирует состав, назначение и обозначение линий (цепей) интерфейса,

их нумерацию, электрические характеристики, обозначения и уровни сигналов интерфейса, скорости передачи данных и тип используемых

разъемов. В зависимости от условий конкретного применения используется

различное число линий интерфейса. Так, для асинхронного обмена через модем требуются 8 цепей, а для аналогичной связи по физическим линиям —

только три цепи: данные передатчика ТD, данные приемника RD и сигнальная земля GND — рис. 3.17. Соединения по интерфейсу RS-232С

реализуются через стандартные 9- или 25-контактные разъемы типа DВ9 или DВ25.

43

Рис. 3.17 Интерфейс RS-232C: а) структура интерфейса RS-232С для асинхронной связи по

физическим линиям; б) битовая структура передаваемого байта при асинхронной связи

Скорость передачи данных по интерфейсу RS-232С составляет от 50 до 19200 бит/с, а максимальная длина линий связи при максимальной скорости не превышает 16 м. На

практике это расстояние может быть существенно увеличено при снижении скорости передачи и использовании экранированного кабеля с малой собственной емкостью (при скорости 1200 бит/с максимальная длина неэкранированного кабеля достигает 900 м).

Типичный формат асинхронной передачи данных по интерфейсу представлен на рис. 3.17, б (аналогичный формат используется и дня интерфейса ИРПС). Передаваемый байт

данных оформляется стартовым битом, битом паритета и стоповым битом. Любое сообщение, передаваемое по интерфейсу асинхронным способом, представляет совокупность байтов данных, оформленных указанным образом.

Позднее были разработаны новые стандарты, позволившие улучшить согласование линий, увеличить расстояние и скорость передачи данных, реализовать более сложную структуру соединений приборов. Стандарт RS -422А ориентирован на использование дифференциальной сбалансированной

линии передачи с импедансом 50 Ом, что повышает помехоустойчивость интерфейса, длину линии связи и скорость передачи (10 Мбит/с при длине

кабеля до 13 м и 100 кбит/с при длине 1300м). Кроме того, этот стандарт допускает подключение к одному передающему устройству до10 приемников. Более поздний стандарт RS-485А, являющийся

усовершенствованием RS-422А, ориентирован при тех же скоростных

44

характеристиках на совместную работу до 32 источников и 32 приемников данных.

Последние два стандарта позволяют объединять приборы в разветвленные сетевые структуры, и поэтому в последние годы они все чаще реализуются в различных приборах, в том числе и в приборах учета

энергоресурсов. Рассмотренные интерфейсы каналов связи дают возможность строить

различные территориально-распределенные и децентрализованные АСКУЭ промпредприятий. Трехпроводной интерфейс RS-232С позволяет самым

простым способом подключать к порт) ПК удаленную (до 900 м) систему учета. При необходимости подключить к компьютеру несколько систем в ПК

встраивается стандартный мультиплексор RS-232С на требуемое количество каналов (4,8 или 16). Необходимо заметить, что для защиты оборудования от

перенапряжений в линиях связи (особенно при грозовых разрядах), надо применять сетевые фильтры передачи данных СФПД. Структуры АСКУЭ,

использующие внутризаводские или городские телефонные линии, также работают с интерфейсом RS-232С, к которому в этом случае подключаются

модемы как со стороны систем, так и со стороны ПК (рис. 3.18, б). К такой сети можно подсоединять неограниченное количество систем при условии, что время сбора данных не лимитируется.

Другой тип сети с удаленным (до 3 км) подключением системы к компьютеру использует четырехпроводной интерфейс ИРПС (рис. 3.18, в).

Для подключения к ПК нескольких систем по такому интерфейсу используется соответствующий мультиплексор ИРПС, встраиваемый в

компьютер. Современный интерфейс RS-485 позволяет строить разветвленные децентрализованные АСКУЭ по многоточечной схеме (с

удалением систем до 1200 м от ПК) с минимальными затратами кабеля (используются двухпроводные линии связи — рис. 3.18, г).

45

Рис. 3.18. Структуры АСКУЭ с учетом применяемых интерфейсов: а) интерфейс по физической линии RS-232; б) интерфейс по коммутируемому телефонному каналу; в)

интерфейс по физической линии ИРПС; г) интерфейс согласно RS-485

46

3.4.6 Принципы размещения измерительных комплексов. Все практические вопросы так называемой «расстановки» счетчиков

электрической энергии для целей коммерческого учета у субъектов оптового рынка связаны с сочетанием мест расположения ТТ и ТН относительно точек отчуждения товарной продукции (точек поставки) в распределительных

устройствах электрических станций и подстанций. Эти вопросы являются следствием такого известного свойства электрической сети как

невозможность в реальных условиях по техническим или экономическим соображениям осуществлять контроль электрических параметров в любой

заранее определенной точке на ее элементах (ВЛ, КЛ, трансформаторы, ошиновка). Установка первичных датчиков (ТТ, ТН) производится в

распределительных устройствах электрических станций и подстанций, выполненных по типовым проектам или на их основе. В этих проектах по

объективным причинам до последнего времени не учитывались требования к измерениям для целей расчета на оптовом рынке. В частности, компоновка

электротехнического и вспомогательного оборудования не позволяла размещения дополнительных ТТ и ТН. Разрабатываемые же проекты

автоматизированных измерительно-информационных систем (АСКУЭ) на действующих энергообъектах вынуждены базироваться на уже существующей схеме расстановки ТТ и ТН.

Рассмотрим некоторые наиболее часто встречающиеся случаи коммерческих измерений, связанных с проблемами мест установки

первичных датчиков. 1. Опыт показывает, что до сих пор вызывает затруднение выбор точек

коммерческого учета на электрических станциях – субъектах оптового рынка. Отчасти это объясняется, как отмечено ранее, позицией ПУЭ и других

документов в части «пунктов установки средств учета», отчасти – непониманием рыночного подхода к учету оборота товарной продукции.

Здесь следует отметить одну принципиальную разницу при работе электрической станции на ФОРЭМ и на конкурентном рынке.

Если станция является субъектом ФОРЭМ, то, согласно действующим правилам, она участвует в планировании поставок электроэнергии и мощности и в расчетах за них по двухставочному тарифу «целиком», как

единый технологический комплекс. В данном случае рабочая мощность станции должна фиксироваться по измерительным приборам, первичные

датчики которых установлены вблизи выводов генераторов, а проданная электроэнергия – по измерительным приборам, присоединенным к ТТ и ТН в

цепях всех отходящих линий (точки 1, 2, 3 на рис. 3.21). Совершенно недопустимо производить расчеты за электроэнергию на основании

определения «отпуска с шин» как разности генерации, потребления на собственные нужды и расчетных потерь в блочных трансформаторах и

трансформаторах собственных нужд (ТСН). Если имеется возможность установить ТТ в цепях присоединений блочных трансформаторов и ТСН от

шин ОРУ до их выводов, измерения для расчетов за электроэнергию можно

47

выполнять с помощью счетчиков, подключенных к этим ТТ и к шинным ТН (точки 4, 5, 6 на рис. 3.19).

Если станция готовится стать субъектом конкурентного рынка, то следует предусмотреть возможность планирования продажи и оплаты электроэнергии «поблочно». Это означает, что отчуждение товарной

продукции «брутто» (без учета собственных нужд) будет происходить на высокой стороне блочных трансформаторов. При этом в соответствии с

логикой учета затрат на производство товарной продукции необходимо измерять электроэнергию, отпущенную напрямую на собственные нужды

энергоблока, и каким-то образом определять долю электроэнергии, приходящейся на энергоблок, от всей электроэнергии, отпущенной на

общестанционные собственные нужды.

Рис. 3.19 Схема расстановки счетчиков на блочной электростанции

Таким образом, исходным для расчета по сути дела является сальдо –

переток электроэнергии по всем «границам балансовой принадлежности» энергоблока, включая точки раздела с сетями собственных нужд других

энергоблоков на всех уровнях напряжения, без учета перетока через точки раздела с сетью общестанционных собственных нужд. Чтобы получить

оплачиваемый объем товарной продукции к этому сальдо - перетоку надо добавить (со знаком «минус») определенную по согласованному между собственниками энергоблоков и собственником станции алгоритму часть

электроэнергии, отпущенной на общестанционные собственные нужды. Точно так же следует договориться о распределении между энергоблоками

общестанционных потерь электроэнергии, т.е. потерь в элементах ошиновки распределительных устройств, к которым присоединены линии связи с

48

другими субъектами рынка, потерь в автотрансформаторах (трансформаторах) связи, в резервных трансформаторах собственных нужд

(РТСН) и в рабочих трансформаторах общестанционных собственных нужд. Данная ситуация иллюстрируется на рис. 3.20.

Рис. 3.20. Схема расстановки счетчиков на блочной ТЭС с учетом отпуска электроэнергии на общестанционные нужды

Распределение общестанционных потерь и общестанционных

собственных нужд между энергоблоками должно регулироваться договорами между всеми заинтересованными сторонами.

2. В электроустановках ТЭЦ и на промышленных предприятиях имеет место еще одна нередко встречающаяся ситуация. Речь идет об измерениях

электроэнергии на реактированных фидерах 10 – 6 – 0.4 кВ. Причем на напряжении 0.4 кВ часто применяются сдвоенные реакторы, токи в ветвях

которых оказывают взаимное влияние на реактивное сопротивление ветвей. Проблема состоит в том, что при отсутствии ТН в ячейках КРУ,

установленных за реактором, счетчик электрической энергии подключается к ТН системы шин. ТТ в ячейке КРУ и ТН оказываются разделенными

реактором, на котором образуется падение напряжения из-за реактивного

49

сопротивления, достигающего 0.6 Ом (рис. 3.20). Потери активной мощности могут составлять до 4 кВт на фазу. Поэтому счетчик показывает результат

измерения электроэнергии на фидере завышенный по отношению к действительной величине в точке подключения кабеля к ячейке КРУ (в точке отчуждения товарной продукции). Очевидно, что выходом здесь может быть

только электрическое совмещение точек подключения ТТ и ТН. 3. Очень часто в практике измерений электроэнергии для коммерческого

учета встречаются случаи, когда точка отчуждения товарной продукции (точка поставки) находится на достаточно значительном электрическом

удалении от точки учета и отсутствует экономически обоснованная возможность их сближения. В качестве примера можно привести

подключение счетчиков к ТТ и ТН на низкой стороне одно – или двухтрансформаторных отпаечных подстанций или подстанций,

выполненных по схеме «мостика», когда границы раздела балансовой принадлежности субъекта рынка проходят по высокой стороне этих

подстанций или даже за отходящими от них ВЛ. Так же встречаются случаи, когда на высокой стороне ГПП промышленного предприятия отсутствуют ТТ

и расчетные счетчики установлены лишь на подстанции энергоснабжающей организации (ЭСО), что заставляет распределять потери в ВЛ и силовых трансформаторах между предприятием и ЭСО расчетным путем (рис. 3.21).

Рис. 3.21. Примеры установки счетчиков в действующих электроустановках ТЭС и

промышленных предприятий

Приведенные ситуации определения объема товарной продукции

расчетным путем представляют собой пример косвенных измерений. В настоящее время все необходимые вычисления производятся на основании

данных прямых измерений электроэнергии, получение которых функционально и аппаратно отделено от процесса фиксации результата

50

вычислений. Это вызывает ряд трудностей процедурного и психологического характера при расчетах между субъектами рынка, так как считается «более

правильным» и удобным платить непосредственно по показаниям опломбированных и поверенных приборов.

Функция «расчета потерь» уже присутствует в некоторых счетчиках

электрической энергии, производимых зарубежными фирмами. Например, в счетчике QUANTUM Q1000 фирмы «Schlumburger» или в счетчике Альфа

плюс типа AIRLCQ+ фирмы «ABB». 4. Часто в сечение поставки субъекта рынка входят элементы сети

напряжением 10-6-0.4 кВ, по которым могут питаться и его субабоненты. Следовательно, сечение учета этого субъекта так же проходит по элементам

сети 10-6-0.4 кВ. Перетоки электроэнергии по этим элементам достаточно измерять

только с одной стороны зоны поставки. Если они присоединены к граничным подстанциям (распределительным устройствам), от которых не отходят

элементы сети более высоких классов напряжений из рассматриваемого сечения учета, то оперативный автоматизированный съем показаний

счетчиков, установленных на элементах сети 10-6-0.4 кВ, экономически нецелесообразен. Здесь требуется применение счетчиков с хранением профиля нагрузки и периодическим (до одного раза в месяц) съемом с них

информации при помощи переносного персонального компьютера. Наилучшим решением является исключение из сечения поставки

субъекта оптового рынка всех ВЛ, КЛ и трансформаторов напряжением 10-6-0.4 кВ. Это может произойти или путем реконструкции схем

электроснабжения питающихся по ним потребителей, или путем заключения с ними прямых договоров электроснабжения.

5. Для схем первичных соединений электрических станций и подстанций с обходными системами шин остается нерешенной «проблема обходных

выключателей», заключающаяся в отсутствии практически реализуемых технических решений по автоматическому переходу измерения

электроэнергии присоединения от счетчика, связанного с цепями основного выключателя, к счетчику, связанному с цепями обходного выключателя.

С точки зрения минимизации погрешностей коммерческого учета

наилучшим вариантом во всех случаях является подключение токовых цепей счетчиков к ТТ, вынесенным «в линию» (установленным до разветвления

элемента сети в распределительном устройстве). 6. Ряд вопросов у разработчиков автоматизированных измерительно -

информационных систем вызывают требования к схемам расстановки измерительных комплексов участников рынка, имеющих собственные

протяженные электрические сети, граничащие с сетями других субъектов рынка на достаточно большой территории, зачастую на территории двух и

более субъектов Федерации. Ярким примером такой ситуации служит организация измерений для

целей коммерческого учета на электрифицированном железнодорожном транспорте (рис.3.22), которые должны соответствовать требованиям

51

оптового рынка. При этом в зависимости от сложившейся схемы внешнего электроснабжения сети различных хозяйственных единиц (отделений дороги,

различных дорог) представляют собой протяженные одно- двухцепные транзиты с заходами на несколько подстанций, которые могут перемежаться сетями других собственников, в настоящее время чаще всего – сетями АО-

энерго.

Рис. 3.22. Схема расстановки измерительных комплексов в сетях электрифицированной

железной дороги

Часто возникает вопрос, являются ли точки 2, 3 (рис. 3.22) точками отчуждения товарной продукции по правилам ФОРЭМ (или будущего

конкурентного рынка) и надо ли устанавливать на ближайших подстанциях необходимые измерительные комплексы?

Ответ на этот вопрос дает анализ перетоков электроэнергии в сетях АО- энерго «А» и «Б» и в сетях железной дороги. Так как переток мощности Р1 в

точке 1 соответствует (без учета потерь) энергии, отпущенной железной дороге на ПС Б1, учет перетоков Р2 в точке 2 и Р3 в точке 3 привел бы к

искажению величины покупки электроэнергии с оптового рынка АО-энерго «Б». Сальдирование перетоков мощности Р1, Р2, Р3 дает величину

«потребления по территории», занимаемой АО-энерго «Б», но не его покупку с оптового рыка, соответствующую оплаченному «полезному отпуску»

собственным потребителям.

52

Таким образом, учет перетоков в точках 2 и 3 для оптового рынка не требуется, а необходимость его наличия определяется исключительно

внутриведомственными хозяйственными связями на железнодорожном транспорте.

7. Схема расстановки измерительных комплексов средств

коммерческого учета (основная зона учета) должна полностью совпадать со схемой расстановки датчиков телеизмерений мгновенных параметров

товарной продукции или характеристик услуг. На сегодняшний день это означает, что датчики мощности оперативно-информационных комплексов

(ОИК) следует подключать к тем же ТТ, что и «приборы коммерческого учета» активной мощности.