|
|
Главная страница -> Технология утилизации
О концепции приборного учета эле. Вывоз мусора. Переработка мусора. Вывоз отходов.№ П/П Наименование нормативно-методического документа Специализация применения Область применения Примечание 1 Порядок организации энергетических обследований дочерних обществ ОАО «Газпром». М. 2001. ОАО «Газпром» Энергоаудит 2 Методические указания по проведению энергетических обследований дочерних обществ ОАО «Газпром». М. 2001. ОАО «Газпром» Энергоаудит 3 ВРД 39-1.10-006-2000 Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов. М. ВНИИГАЗ, 2000 г. Промышленные предприятия Энергоаудит 4 ВРД 39-1.10-005-2000 Правила технической эксплуатации газораспределительных станций. М. ВНИИГАЗ, 2000 г. Промышленные предприятия Энергоаудит 5 РД 153-39.0-112-01. Методика определения норм расхода и нормативной потребности в природном газе на собственные технологические нужды магистрального транспорта газа. М. 2001. ОАО «Газпром» Энергоаудит 6 Временная методика расчета норм расхода и нормативной потребности в природном газе и электроэнергии в магистральном транспорте газа. М. 2001. ОАО «Газпром» Энергоаудит 7 Методика оценки технических потерь электроэнергии в системах электроснабжения предприятий газовой промышленности. (1-я редакция). М. 1999. ОАО «Газпром» Энергоаудит 8 Методика расчета удельных норм расхода газа на выработку тепловой энергии и расчета потерь в системах теплоснабжения (котельные и тепловые сети). М. 2001. ОАО «Газпром» Энергоаудит 9 Методические указания по определению расхода топлива, электроэнергии и воды на выработку тепла отопительными котельными коммунальных теплоэнергетических предприятий. М. «Стройиздат». 1979. ОАО «Газпром» Энергоаудит 10 Методические рекомендации по расчету тепловых вторичных энергетических ресурсов на компрессорных станциях с газотурбинным приводом. М. ВНИИГАЗ. 1985. ОАО «Газпром» Энергоаудит 11 РД 51-00158623-12-97 Методика определения расхода газа на технологические нужды промысловых объектов РАО «Газпром», ВНИИГАЗ, 1997. ОАО «Газпром» Энергоаудит 12 Методика оценки ВЭР объектов газовой промышленности. ОАО «Газпром» Энергоаудит 13 РЗ112194-0366-97 Нормы расхода топлив и смазочных материалов на автомобильном транспорте, ВНИИГАЗ, 2001. ОАО «Газпром» Энергоаудит 14 Нормы расхода топлива и смазочных материалов для автотракторной, строительно-дорожной, грузоподъемной и специальной техники для дочерних обществ и организаций ОАО «Газпром» на 2001 – 2003 г.г., М. 2001. ОАО «Газпром» Энергоаудит 15 Методика проведения энергетических обследований предприятий и организаций. Утверждена начальником Главгосэнергонадзора РФ Б.П.Варнавским 23.12.98г. Промышленные предприятия Энергоаудит 16 Методики проведения инструментальных обследований при энергоаудите. Н.Новгород, НИЦЭ, 1998. Промышленные предприятия Энергоаудит 17 ВРД 39-1.21-0.72-2003. Категорийность электроприёмников промышленных объектов ОАО «Газпром» М. ВНИИГАЗ, 2002 г. ОАО «Газпром» Энергоаудит 18 Временная методика энергетического аудита трубчатых печей. ОАО «Газпром» М. 2002 г. ОАО «Газпром» Энергоаудит 19 Временная методика энергетического аудита систем воздушного охлаждения и аппаратов воздушного охлаждения (АВО). ОАО «Газпром» М. 2002 г. ОАО «Газпром» Энергоаудит 20 Методика по проектированию и реконсрукции котельных с заменой дальнепривозных (мазут, уголь) на местные (древесина и пр.) виды топлива. М. ООО «Телетрон 4» 2003 г. ОАО «Газпром» Энергоаудит 21 Анализ и оценка технического уровня котельных установок. Е.П.Кузнецов. Промышленные предприятия Энергоаудит 22 Энергетический паспорт потребителя энергоресурсов (ЭПП). Типовые формы. Промышленные предприятия Энергоаудит 23 РД 34.01.101-93 Руководящий документ. Номенклатура документов электроэнергетической отрасли Промышленные предприятия Энергоаудит 24 РД 34.01.103-94 Правила разработки, пересмотра, утверждения и применения отраслевых руководящих документов по эксплуатации и ремонту оборудования в электроэнергетике Промышленные предприятия Энергоаудит 25 РД 34.01.104-96 Правила разработки предписаний, циркуляров и информационных писем по технологии производства в электроэнергетике Промышленные предприятия Энергоаудит 26 РД 34.01.602-94 Методические указания по созданию и ведению фонда нормативно-технических документов и информационному обеспечению ими подразделений предприятияй (организаций) электроэнергетики Промышленные предприятия Энергоаудит 27 РД 34.02.310-89 Методика испытаний глушителей шума выброса пара в атмосферу. Промышленные предприятия Энергоаудит 28 РД 34.02.400 Правила охраны поверхностных вод Промышленные предприятия Энергоаудит 29 РД 34.02.401 Методика разработки норм и нормативов водопотребления и водоотведения на предприятиях теплоэнергетики: МТ 34-00-030-87. 1987 Промышленные предприятия Энергоаудит 30 РД 34.03.101 Положение о системе управления охраной труда и техникой безопасности в Минэнерго СССР. 1984 Промышленные предприятия Энергоаудит 31 РД 34.03.103 Положение о ведомственном надзоре за состоянием газового хозяйства тепловых электростанций Минэнерго СССР: П 34-00-013-87. 1987 Промышленные предприятия Энергоаудит 32 РД 34.03.104 Санитарные нормы и правила выполнения работ в условиях воздействия электрических полей промышленной частоты (50 Гц). 1991 Промышленные предприятия Энергоаудит 33 РД 34.03.105 Методические указания по организации работы по технике безопасности и производственной санитарии на электростанциях и в сетях. 1979. Промышленные предприятия Энергоаудит 34 РД 34.03.107 Типовое положение о кабинете охраны труда на энергетических предприятиях Минэнерго СССР. 1981 Промышленные предприятия Энергоаудит 35 РД 34.03.108 Методика организации и проведения обследования состояния техники безопасности, производственной санитарии и безопасности дорожного движения на энергопредприятиях и в РЭУ (ПЭО) Минэнерго СССР Промышленные предприятия Энергоаудит 36 РД 34.03.123-98 Методические рекомендации по организации и проведению обследования состояния охраны труда в подразделениях и организациях РАО ЕЭС России .-30с. 1998. (вместо РД 34.03.108-88) Промышленные предприятия Энергоаудит 37 РД 34.03.223 Инструктивные указания по безопасности труда при сборке крупногабаритных металлоконструкций на предприятиях Минэнерго СССР. 1983 Промышленные предприятия Энергоаудит 38 РД 34.04.181 Руководящий нормативный документ. Правила организации технического обслуживания и ремонта зданий и сооружений электростанций и сетей: РДПр 34-38-030-92 Промышленные предприятия Энергоаудит 39 РД 34.04.201 Положение об аттестации, рационализации, учете и планировании рабочих мест в энергетике: П 34-00-007-86. 1986 Промышленные предприятия Энергоаудит 40 РД 34.04.520-87 Положение о газовой службе и лицах, ответственных за газовое хозяйство электростанций и котельных Промышленные предприятия Энергоаудит 41 РД 34.04.601 Отраслевые требования к содержанию, разработке и внедрению должностных инструкций оперативного персонала электрических станций и предприятий сетей, 1985 Промышленные предприятия Энергоаудит 42 РД 34.08.101 Основные научно-технические требования к созданию интегрированной отраслевой автоматизированной системы управления Минэнерго СССР (ИОАСУ-Энергия). 1989 Промышленные предприятия Энергоаудит 43 РД 34.08.501-89 Основные положения по созданию автоматизированных систем управления предприятий электрических сетей (АСУ ПЭС) Промышленные предприятия Энергоаудит 44 РД 34.09.101-94 Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении (с изм.1) Промышленные предприятия Энергоаудит 45 РД 34.09.108 Методика расчета норм расхода и экономии топлива: МТ 34-00-019-85. 1986 Промышленные предприятия Энергоаудит 46 РД 34.09.113-90 Методические указания по оценке точности определения удельного расхода условного топлива на отпущенную электроэнергию энергоблоков мощностью 300 МВт и выше Промышленные предприятия Энергоаудит 47 РД 34.09.114-92 Методические указания по контролю качества твердого, жидкого и газообразного топлива для расчета удельных расходов топлива на тепловых электростанциях Промышленные предприятия Энергоаудит 48 РД 34.09.151 Методические указания по составлению энергетических характеристик оборудования и определению расчетных удельных расходов топлива газотурбинных электростанций: МУ 34-70-072-84. 1984 Промышленные предприятия Энергоаудит 49 РД 34.09.154-92 Положение о разработке, согласовании и утверждении нормативно-технических документов по топливоиспользованию. 1993 Промышленные предприятия Энергоаудит 50 РД 34.09.208 Инструкция по нормированию расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций 35-500 кВ. 1981 Промышленные предприятия Энергоаудит 51 РД 34.09.212 Указания по нормированию показателей работы гидроохладителей в энергетике. 1981 Промышленные предприятия Энергоаудит 52 РД 34.11.412-96 Методические указания. Калибровка средств измерений на энергопредприятиях электроэнергетики. Организация и порядок проведения Промышленные предприятия Энергоаудит 53 РД 34.11.302 Методика установления норм точности измерений: МТ 34-70-001-82 Промышленные предприятия Энергоаудит 54 РД 34.11.307 Методика выполнения измерений температуры уходящих газов в энергетических котлах: МТ 34-70 -025- 86. 1986 Промышленные предприятия Энергоаудит 55 РД 34.11.333-97 Типовая методика выполнения измерений электроэнергии Промышленные предприятия Энергоаудит 56 РД 34.11.334-97 Типовая методика выполнения измерений электрической мощности Промышленные предприятия Энергоаудит 57 РД 34.11.403 Методические указания по определению оптимальной периодичности поверки средств измерений, находящихся в эксплуатации на электростанциях и в электрических сетях: МУ 34-70-023-82. 1982 Промышленные предприятия Энергоаудит 58 РД 34.15.101 Методические указания. Порядок составления актов о приемке продукции производственно-технического назначения по количеству и качеству ведения претензионной работы в системе Минэнерго СССР: РД 34.151.86. 1987 Промышленные предприятия Энергоаудит 59 РД 34.15.102-89 Методические указания. Порядок внедрения стандартов по системам качества. Промышленные предприятия Энергоаудит 60 РД 34.15.501-88 Методические указания по контролю и анализу качества электрической энергии в электрических сетях общего назначения. Промышленные предприятия Энергоаудит 61 РД 34.20.132 Руководящие указания по катодной защите подземных энергетических сооружений от коррозии. 1985 Промышленные предприятия Энергоаудит 62 РД 34.20.176 Руководящие указания по ограничению токов однофазных коротких замыканий в электрических сетях 110-220 кВ энергосистем. 1985 Промышленные предприятия Энергоаудит 63 РД 34.20.401 Правила приемки в эксплуатацию энергообъектов электростанций, электрических и тепловых сетей после технического перевооружения: ПР 34-70-002-83. 1983 Промышленные предприятия Энергоаудит 64 РД 34.20.504-94 Типовая инструкция по эксплуатации воздушных линий электропередачи напряжением 35-800 кВ. Промышленные предприятия Энергоаудит 65 РД 34.20.508 Инструкция по эксплуатации силовых кабельных линий. Ч. 1. Кабельные линии напряжением до 35 кВ. 1980 Промышленные предприятия Энергоаудит 66 РД 34.20.501-95 (c изм. 1 ) Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ. Промышленные предприятия Энергоаудит 67 РД 34.20.516-90 Методические указания по определению места повреждения силовых кабелей напряжением до 10кВ Промышленные предприятия Энергоаудит 68 РД 34.20.541-92 Методические указания по расчету нормативной рабочей мощности электростанций. 1992 Промышленные предприятия Энергоаудит 69 РД 34.20.548-93 Методические указания по расчету предельного потребления электроэнергии и максимума потребляемой мощности Промышленные предприятия Энергоаудит 70 РД 34.26.103 Инструкция о порядке согласования применения электрокотлов и других электронагревательных приборов Промышленные предприятия Энергоаудит 71 РД 34.35.134-96 Технические требования к модернизации систем контроля и управления технологическим оборудованием.-43с. 1998 Промышленные предприятия Энергоаудит 72 РД 34.35.514 Инструкция по эксплуатации средств защиты от перенапряжений: И 34-70-021-85. 1986 Промышленные предприятия Энергоаудит 73 РД 34.35.518-91 Инструкция по эксплуатации газовой защиты. 1992 Промышленные предприятия Энергоаудит 74 РД 34.37.516 Руководящие указания по эксплуатации конденсатоочисток на энергоблоках 300 МВт. 1972 Промышленные предприятия Энергоаудит 75 РД 153-34.3-46.304-00 Положение об экспертной системе контроля и оценки состояния и условий эксплуатации силовых трансформаторов, шунтирующих реакторов, измерительных трансформаторов тока и напряжения Промышленные предприятия Энергоаудит 76 РД 34.46.501 Инструкция по эксплуатации трансформаторов. Изд. 2-е, перераб. и доп. 1978 Промышленные предприятия Энергоаудит 77 РД 34.48.157 Руководящие указания по проектированию ультракоротковолновой радиосвязи в энергосистемах. 1972 Промышленные предприятия Энергоаудит 78 РД 34.49.101-87 Инструкция по проектированию противопожарной защиты энергетических предприятий. Промышленные предприятия Энергоаудит 79 РД 34.51.101-90 Инструкция по выбору изоляции электроустановок Промышленные предприятия Энергоаудит
Объединенная энергосистема Республики Беларусь (в ее состав входят шесть областных энергосистем – облэнерго) является на постсоветском пространстве одной из самых надежных и эффективных: удельные расходы топлива на отпуск электроэнергии составляют 270,5 г/кВтч (2002 г.), что соответствует уровню лучших европейских энергосистем. Она обеспечивает на 95% электроснабжением и на 50% теплоснабжением 10-миллионное население республики и все хозяйствующие субъекты на территории в 210 тыс. км2. Установленная электрическая мощность на генерирующих источниках энергосистемы – тепловых электростанциях - достигает 7,77 ГВт, а выработка электроэнергии за 2002 г. составила 25,8 млрд. кВтч при общем электропотреблении в 32,7 млрд. кВТч (недостающая часть электроэнергии импортирована из России и Литвы). И тем не менее, в энергосистемах Беларуси, как и в российских энергосистемах, существует немало проблем, среди которых актуальна проблема учета электроэнергии. Редакция нашего журнала получила проект “Концепции приборного учета электроэнергии в Республике Беларусь” (далее по тексту Концепция), который является новым типом документа, отсутствующим на сегодняшний день как в России, так и на Украине. Нам этот документ представляется полезным и интересным, но в силу значительного объема, нет возможности опубликовать его в журнале. Мы обратились к одному из разработчиков Концепции, ведущему научному сотруднику Белорусского теплоэнергетического института, кандидату технических наук, члену-корреспонденту Академии метрологии Гуртовцеву Аркадию Лазаревичу с просьбой ответить на ряд вопросов, касающихся разработанной Концепции. Аркадий Лазаревич, что представляет из себя Концепция? Концепция, вообще говоря, это система взглядов, отражающих то или иное понимание какого-либо процесса или явления. В нашем случае Концепция отражает понимание того, по каким общим организационным и техническим принципам должен развиваться учет электрической энергии на ближайшие 20-30 лет в энергосистемах республики и у всех групп потребителей. Формально Концепция состоит их двух частей объемом в 20 страниц каждая. Первая часть – это собственно Концепция, в которой имеются разделы “Введение”, “Термины и определения”, “Исходные предпосылки Концепции”, “Общие принципы автоматизированного учета электроэнергии”, “Объекты и объемы автоматизации энергоучета”, “Экономическая эффективность АСКУЭ” и приложение “Перечень первоочередных мер по реализации концепции”. Вторая часть – это глоссарий терминов из области электроэнергетики, энергоучета и информационных технологий. Необходимость разработки глоссария была вызвана тем, что в последние годы в область учета электроэнергии вторглись высокие информационные технологии со своими специфическими и динамично изменяющимися понятиями, которые малопонятны широкому кругу энергетиков, сбытовиков и экономистов. Необходимо приучить людей к новой для них терминологии, научить их понимать ее и не бояться использовать в производственном общении. С другой стороны, в область энергоучета пришли новые фирмы-разработчики информационных технологий, которые не в полной мере владеют специфическими энергетическими понятиями, путая даже иногда киловатт с киловатт-часом. Для них важно знать и понимать основную терминологию из области электроэнергетики, измерения электроэнергии, ее учета и тарифов. Поэтому глоссарий и получился таким объемным – более 250 терминов. Хотя я отдаю себе отчет о том, что его полнота только относительна. В полном объеме Концепция и глоссарий опубликованы в белорусском журнале “Энергетика и ТЭК” (№3, 4/2003г.). В настоящее время Концепция согласована в концерне “Белэнерго”, Министерстве энергетики РБ и готовится к передаче на согласование в Совет министров РБ. Необходимость утверждения Концепции на уровне правительства связана с ее межотраслевым характером и требуемыми значительными финансовыми ресурсами для воплощения ее в жизнь в полном масштабе. В рамках Концепции разработана и выполняется на договорной основе система первоочередных мероприятий по ее реализации, включающая НИР и экспериментальные проекты. Концепция является тем рамочным соглашением, на основе которого будут разрабатываться и уже разрабатываются различные нормативно-правовые документы: “Правила пользования электроэнергией”, “Инструкция по организации учета электрической энергии” и т.д. Какими причинами вызвана разработка Концепции? Основные причины связаны с необходимостью повышения эффективности электроэнергетики, снижения ее издержек и адаптации к складывающимся новым рыночным условиям ее функционирования. Следствием является необходимость массовой замены технологии коммерческого учета электроэнергии на базе индукционных электросчетчиков с ручным списыванием и обсчетом их показаний автоматизированными технологиями учета на базе электронных электросчетчиков и систем с цифровыми интерфейсами, современных каналов связи и при использовании компьютерных сетей для накопления, обработки, отображения, контроля, управления, документирования и расчетов за выработанную, переданную, распределенную и потребленную электроэнергию и мощность. Дело в том, что основным средством учета электрической энергии в энергосистеме и у потребителей на протяжении последних ста лет являлся индукционный электросчетчик, один из прототипов которого был изобретен еще Эдисоном в 1881 г. На сегодняшний день в Беларуси установлено около 4 млн. индукционных электросчетчиков, из них более 3,5 млн. шт. однофазных и около 500 тыс. шт. трехфазных. Электронные счетчики среди установленных не составляют и 0,2%. В новых условиях, связанных с резким удорожанием энергоресурсов и электроэнергии, реструктуризацией энергосистем, переходом в перспективе к оптовому и розничному рынкам электроэнергии, а субъектов энергосистемы на полное самообеспечение с исключением перекрестного субсидирования и государственных дотаций, эффективность технологии учета на базе индукционных счетчиков резко снизилась. В первую очередь это связано с большими погрешностями учета индукционных счетчиков и возрастанием этих погрешностей в процессе эксплуатации счетчиков в межповерочном интервале, который к тому же на практике часто не соблюдается из-за ограниченных возможностей эксплуатационных служб энергосистем. Различные исследования показали, что из-за старения металла и износа трущихся частей электромеханического счетчика его относительная погрешность приобретает со временем отрицательный характер и увеличивается ежегодно, в зависимости от реальной нагрузки счетчика, на 1-1,5%. Если при поверке и регулировке счетчика, например, класса 2 его погрешность выставляется в лабораториях энергосистемы в “плюс”, и такой счетчик первые два года работает в пользу энергосистемы, то все последующие годы, вплоть до очередной поверки, он работает в пользу потребителя и, в частности, через 8 лет эксплуатации его погрешность в пользу потребителя может возрасти до 8-10%. Конкретное исследование Главгосэнергонадзора РФ, выполненное в Московском регионе еще в 1994г. показало, что по метрологическим характеристикам бракуется 40% трехфазных индукционных счетчиков со сроком эксплуатации 1-3 года, 46% со сроком 4-10 лет и 51% со сроком 11-16 лет. Для однофазных счетчиков эти цифры еще значительнее: 33% для 1-3 года, 56% для 4-10 лет, 64% для 11-16 лет и 97% для 17-21 год. Необходимо отметить, что погрешность индукционных счетчиков и соответственно потери энергосистем от недоучета электроэнергии у потребителей резко возрастают при падении реальной нагрузки до уровня 5-30% от номинальной, что часто имеет место в действительности. Прежде, в условиях дешевой электроэнергии и общего союзного государственного “котла” указанным погрешностям не придавалось должного значения – все списывалось в этот “котел”. С разделением “общего котла” на постсоветском пространстве, возникновением суверенных государств, разграничением собственности и появлением ее новых форм ситуация изменилась. Она усугубилась и резким падением нагрузок у потребителей в связи с многолетним экономическим спадом. Пренебрегать далее таким крупным недостатком индукционных счетчиков стало накладно. В то же время в середине 90-хх годов появились массовые электронные счетчики лишенные этого недостатка (напомню, что первый электронный счетчик появился в Европе в 1972 г., но тогда он был еще несовершенен и слишком дорог для массового применения). Наверное, это не единственная причина необходимости замены индукционных счетчиков электронными ? Совершенно верно. Помимо метрологических недостатков, свойственных индукционным счетчикам, важны их принципиальные функциональные ограничения. В новых условиях борьбы за снижение энергетических издержек и повышения эффективности электроэнергетики возросла роль экономическим методов и, в частности, тарифных систем. Ведь индукционный счетчик с самого начала своего появления был ориентирован на однотарифную систему учета и оплаты за выработанную/потребленную электроэнергию, т.е. оплаты за электроэнергию, потребленную нарастающим итогом за расчетный период. Такой тариф дает возможность потреблять электроэнергию на одних и тех же условиях независимо от времени суток, праздничных и выходных дней, сезонов года. В результате естественных человеческих ритмов максимум электропотребления стал стабильно приходиться на период наибольшей активности в утренние (промышленный максимум) и вечерние часы (бытовой максимум) с провалами в ночное время, часы дневного отдыха и в выходные дни. Такая синхронная неравномерность графика нагрузки большого количества потребителей для энергосистемы вылилась в дополнительные издержки на создание пиковых генерирующих мощностей, покрытие пиковых нагрузок и, наоборот, разгрузку генерирующих мощностей в часы провалов нагрузки, что привело к дополнительному расходу топлива и повышенному износу энергетического оборудования. Для разрешения возникших проблем неравномерного графика энергосистем в 1968 г. в СССР был введен для крупных промышленных предприятий двухставочный тариф с основной платой за заявленную мощность в часы пиков энергосистемы и дополнительной за электроэнергию. Уже тогда возникла проблема двухтарифного учета на базе индукционных электросчетчиков, которые не были приспособлены для фиксации максимальной мощности. Для расчетов по новым тарифам стали делать специальные системы учета, а в счетчики встраивать импульсные датчики, которые сообщали системе количество оборотов счетчиков, и эти данные далее использовались для расчета мощности. Такие системы учета, получившие позднее название автоматизированных систем учета и контроля энергоресурсов – АСКУЭ во многом сохранились до наших дней в энергосистемах и у ряда крупных потребителей. Приход на смену индукционным счетчикам электронных принципиально меняет возможности по созданию и использованию различных многотарифных систем для регулирования графика нагрузки энергосистемы при одновременном снижении затрат пользователя на электроэнергию за счет применения гибких тарифов, учитывающих особенности электропотребления пользователя той иной характерной группы. В этом смысле электронный счетчик становится полноценной малоканальной системой учета. Многотарифные системы, основанные на использовании современных многотарифных электронных счетчиков, меняют стиль взаимоотношений энергосистемы и потребителя с административного на экономический, что очень важно в условиях складывающихся конкурентных оптового и розничного рынков электроэнергии. А что полезного дает использование электронных счетчиков именно с цифровыми интерфейсами ? В нашей Концепции особо подчеркивается, что основа коммерческого учета электроэнергии должна строиться не просто на электронных счетчиках, но только на счетчиках с хранимой в них базой данных измерения и учета и с доступом к этой базе по цифровым интерфейсам. Импульсный принцип передачи приращений энергии от счетчика (будь это индукционный или электронный счетчик), используемый в большинстве действующих сегодня АСКУЭ, должен быть в перспективе исключен как малодостоверный и ненадежный. Потеря импульсных приращений в процессе передачи их со счетчиков на верхний уровень АСКУЭ практически невосполнима, что снижает точность и достоверность коммерческой информации и обесценивает широкие функциональные возможности электронных счетчиков, из которых по цифровому интерфейсу можно получить самую разнообразную информацию, а не только текущие показания энергии или мощности. Цифровой интерфейс позволяет многократно обращаться к хранимой в счетчике информации, исключая тем самым влияние канала связи на ее достоверность. Какое значение в Концепции придается каналам связи в АСКУЭ? Технология учета на базе индукционных счетчиков использовала эпизодический ручной съем их визуальных показаний с отсчетных шкал с последующим занесением в регистрационный журнал или базу данных для хранения и расчетов. С появлением АСКУЭ с дистанционным импульсным сбором данных приращений энергии от счетчиков на специализированные системы учета (сумматоры, контроллеры) появились каналы связи двух видов: 2-проводные каналы от счетчиков к системам (их рассматривали как составную часть измерительных каналов) и каналы связи от систем к компьютерам верхнего уровня АСКУЭ (каналы верхнего уровня). К измерительным каналам были требования о передаче токовых импульсов 10-12 mA с частотой до 10 Гц, а требования к каналам верхнего уровня, использующим передачу цифровой информации, широко варьировались. В качестве таких каналов использовались выделенные и коммутируемые телефонные каналы, каналы ВЧ-связи, радиоканалы и т.д. В Концепции допускается использовать для передачи цифровой информации от счетчиков или систем учета на верхний уровень АСКУЭ широкий спектр цифровых интерфейсов и каналов, включая вышеназванные, а также каналы сотовой, спутниковой, радиомодемной и другой связи, в том числе и Интернет. Рекомендуемые скорости передачи 1200-9600 бит/с и выше. Смысл использования каналов связи – уйти от ручного съема показаний счетчиков, заменив его дистанционным, обеспечить синхронизацию времени во всех точках учета и минимизацию задержек сбора оперативной информации учета. Вместе с тем, допускается использовать в ряде случаев сбор данных с систем учета (но не с отдельных счетчиков) с помощью переносных пультов и портативных или карманных компьютеров. Такое решение необходимо рассматривать как промежуточное, допустимое временно по экономическим или другим причинам. Какая роль в Концепции отводится компьютерной обработке данных учета? Первые системы дистанционного учета электроэнергии, появившиеся в середине 70-хх годов, выполняли автономно все законченные функции сбора, обработки, отображения и документирования данных учета. Для этого они имели встроенные или выносные дисплеи, пульты, печатающие устройства. С середины 80-хх годов такие системы стали подключаться к малым ЭВМ в целях увеличения сервиса по обработке, отображению и документированию данных учета. С начала 90-хх годов для этого стали использоваться персональные ЭВМ на базе микропроцессорных средств. В настоящее время АСКУЭ строятся как двухуровневые или трехуровневые системы с электронными счетчиками на нижнем уровне, специализированными системами учета (контроллерами) на среднем уровне и компьютерами или компьютерными сетями на верхнем уровне. Компьютеры стали и останутся необходимой составной частью АСКУЭ и в будущем, забрав на себя львиную долю функций, которые ранее были сосредоточены в системах учета среднего уровня. Тем самым эти системы трансформируются в более простые устройства сбора и передачи данных (УСПД). Основные функции, связанные с обработкой, контролем, управлением, отображением, документированием и расчетами по электроэнергии переносятся на компьютерный уровень. Таким образом, Концепция задает основные организационные и технологические направления, в рамках которых должен развиваться коммерческий учет электрической энергии в будущем. Эра индукционных счетчиков и связанных с ними принципов отходит в прошлое, а на смену ей приходит эра учета электроэнергии на основе высоких информационных технологий. Ясно, что одномоментно осуществить такой масштабный переход сложно, для этого потребуется определенный переходной период, длительность которого зависит от особенностей демонополизации и реструктуризации электроэнергетики, формирования в ней отношений собственности и обеспечения соответствующих инвестиций в реорганизацию учета. В рамках Концепции прописываются более детально основные общие принципы автоматизации электроучета (десять принципов), которым необходимо следовать, чтобы обеспечить построение эффективных АСКУЭ для всех субъектов энергосистемы и рынков электроэнергии. Не могли бы Вы подробнее остановиться на этих принципах? Я их перечислю с кратким комментарием в той последовательности, в которой они описаны в соответствующем разделе Концепции. 1. Принцип “измерять все, что необходимо и экономически целесообразно”. Известно, что в энергосистеме электроэнергия измеряется далеко не во всех тех точках, в которых это следовало бы делать. В результате многие важные величины, например, такие, как величина потерь в электросетях, не измеряются, а рассчитываются по утвержденным методикам, которые содержат много достаточно условных утверждений. При желании, манипулируя коэффициентами, можно получить любые, якобы обоснованные, величины нормативных потерь, которые закладываются в тариф и обеспечивают зарплату и прибыль энергетикам. Но стоит перейти к прямым балансным измерениям потерь по счетчикам, как появляются совсем другие цифры, превышающие нормативные потери иногда в несколько раз. Такой опыт уже имеется в энергосистемах России и Украины. Не имея прямых измерений трудно оценить реальное положение вещей и принять правильные решения. 2. Принцип “исходная метрологически аттестованная база данных энергоучета должна храниться длительное время в точке измерения электроэнергии”. Об этом принципе уже говорилось выше. Он является основой обеспечения единства измерений, поскольку информация в этом случае поступает ко всем заинтересованным субъектам из одного и того же источника. Этот же принцип гарантирует надежность и достоверность информации (при надежном счетчике), ее полное соответствие прохождению энергии в точке измерения или учета. 3. Принцип “территориально распределенные базы данных учета электронных счетчиков должны быть синхронизированы с текущим временем часового пояса”. Только при реализации этого принципа можно говорить о единстве измерений во времени реальных процессов энергопотребления и получение достоверных, совмещенных во времени значениях мощности и энергии. Рассинхронизация времени в масштабной АСКУЭ не должна превышать 3 секунд. Не допускается в целях обеспечения национальной безопасности использование американской GPS сети и соответствующих приемников. 4.Принцип “тарифные характеристики счетчика должны позволять реализовывать как существующие тарифы, так и перспективные тарифы, отличающиеся от действующих количеством тарифных зон в сторону их увеличения”. Срок службы электронного счетчика определяется в 30 лет. За этот период тарифы обязательно поменяются и не один раз. Счетчик должен позволять реализовать новые тарифы за счет его перепрограммирования, а не замены, что не предусматривается в большинстве моделей выпускаемых электронных счетчиков. 5. Принцип “физический цифровой интерфейс счетчиков должен относиться к классу международных стандартных (де-факто или де-юре) интерфейсов, а логический интерфейс (протокол) должен быть открыт и иметь полное однозначное и непротиворечивое описание на государственном языке Республики Беларусь”. Недопустимо использовать в АСКУЭ счетчики с закрытыми фирменными протоколами и, тем более, не имеющие документального описания протокола. АСКУЭ не должны зависеть от диктата отдельной фирмы – поставщика оборудования. Открытость протокола позволяет на ранних стадиях разработки АСКУЭ провести сравнительный анализ счетчиков различных изготовителей не только по техническим, но и телекоммуникационным характеристикам и тем самым сделать более правильный и обоснованный выбор оборудования АСКУЭ. Существующие электронные счетчики различных изготовителей имеют, как правило, различные физические и логические интерфейсы, что создает для пользователей значительные трудности по объединению этих приборов в рамках своих АСКУЭ. Унификация интерфейсов и протоколов должна стать задачей номер один для изготовителей электронных счетчиков. 6. Принцип “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 УСПД промежуточного уровня АСКУЭ метрологически аттестованные данные электронных электросчетчиков”. Основная функция УСПД заключается в концентрации данных счетчиков и мультиплексировании канала связи с КВС. В том случае, если используется высокоскоростной широкополосный канал связи и нет необходимости расчета баланса электроэнергии непосредственно на месте, на объекте учета (например, на необслуживаемой подстанции), УСПД можно исключить как лишнее звено АСКУЭ. В ряде случаев вместо КВС может быть использован отдельный персональный компьютер. 7. Принцип “базы данных счетчиков основного уровня АСКУЭ полностью или частично дублируются в базе данных КВС соответствующего субъекта, периодически пополняются и хранятся в ней длительное время (годы)”. Этот принцип позволяет повысить живучесть АСКУЭ, достоверность данных учета в длительной перспективе, а также обеспечить всесторонние краткосрочные и долгосрочные анализ и прогноз процессов электроснабжения. 8. Принцип “программное обеспечение технических средств АСКУЭ должно соответствовать их метрологическим характеристикам и иметь защиту от несанкционированного доступа с помощью стандартных средств защиты (пароли доступа, ключи, регистрация событий)”. В частности, программное обеспечение должно реализовывать идентификацию и проверку подлинности субъектов доступа, идентификацию терминалов и каналов связи и т.д. 9. Принцип “АСКУЭ не может и не должно решать задачи автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУТП) и телемеханических систем диспетчерского управления (ТСДУ)”. АСКУЭ и другие системы, хотя и являются в целом системами реального времени, но существенно различаются помимо целей и задач дискретностью этого времени и интервалами контроля. Вместе с тем АСКУЭ могут давать дополнительную информацию в АСУТП и ТСДУ. Эти возможности определяются прежде всего пропускной способностью каналов связи. 10. Принцип “тип и пропускная способность каналов связи должны соответствовать задачам, решаемым на верхнем уровне АСКУЭ субъекта”. Выше уже отмечалось, что рекомендуется для каналов связи АСКУЭ обеспечивать скорость передачи в диапазоне 1200-9600 бит/с. Каналы связи АСКУЭ могут как создаваться специально под АСКУЭ, так и быть выделены под требования АСКУЭ из каналов связи, предназначенных для работы и с другими техническими системами субъектов. Наверное, можно было бы сформулировать и большее количество принципов, но все вышеперечисленные принципы родились из основных практических проблем и определяют общие направления их решения. Создание масштабных АСКУЭ в энергосистемах и у потребителей требует, как Вы говорили, больших инвестиций. Но какова же при этом эффективность самих АСКУЭ? Объектами автоматизации энергоучета в энергосистеме являются генерирующие источники энергосистем, электрические сети и их филиалы, а также потребители различных групп. Каждая структура энергетического комплекса несет определенные затраты на создание АСКУЭ, и поэтому необходимо оценить результаты вложения этих затрат с тем, чтобы они окупились в приемлемые сроки. В Беларуси 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 или нескольких уровнях напряжения электрических сетей. Каждая из этих двух категорий в виде самостоятельных хозяйствующих субъектов функционирует в условиях единого технологического процесса производства – потребления энергии, и важным результатом их совместной деятельности является режимное взаимодействие, заключающееся: - в снижении пиковых нагрузок на контрольных временных интервалах графика совмещенной нагрузки энергосистемы при суточном, недельном и сезонном регулировании электропотребления и мощности; - в совместной оптимизации режимов в узлах электрических нагрузок по напряжению, активной и реактивной мощности. Указанные режимные взаимодействия обеспечивают поставщику энергии получение следующих результатов: - отсрочку ввода генерирующих мощностей до 60 тыс. кВт или в сумме 42 млн. долларов США (из расчета 700 долл. США капвложений на каждый кВт установленной мощности) при снижении пиковых нагрузок (около 6000 МВт для Белорусской энергосистемы) на 1 %, и в сумме 210 млн. долл. США при снижении пиковых нагрузок на 5 % (на 300 МВт); - снижение удельного расхода топлива на выработку электроэнергии при суточном регулировании графиков нагрузки (детальное исследование объемов этого снижения предстоит еще провести по каждой группе потребителей); в первом приближении можно принять возможное снижение удельного расхода топлива до 5 % от фактического, что для энергосистемы республики составит 15 г/кВт ч, или при годовой выработке в объеме 26 млрд. кВтч обеспечит экономию в 39 млн. долл. США ежегодно; - снижение потерь активной мощности на передачу реактивной при совместной оптимизации режимов в узлах нагрузок по напряжению, активной и реактивной мощности (основной результат может быть получен от выбора мощности и мест установки потребителями компенсирующих устройств, обеспечивающих поддержание соответствующего режима напряжения); при снижении общих потерь активной энергии от совместной оптимизации режимов на 1 % (260 млн. кВтч/год) и тарифе на электроэнергию, равном 0,04 долл. США/кВтч, результат составит 10,4 млн. долл. США 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 в структурах как поставщика энергии, так и потребителя; снижение потерь и выявление их источников обеспечит возможность реальной оценки экономических показателей работы сторон и стабилизации этих показателей на обоснованном уровне – при этом, как правило, достигается экономия более 1 % отпуска энергии, т.е. более 0,26 млрд. кВт ч или 10,4 млн. долл. США; - снижение удельных расходов (удельных норм) электропотребления в технологическом процессе и в энергоемких агрегатах с помощью анализа расходов в различных режимах работы с применением АСКУЭ; анализ электропотребления как агрегатами собственных нужд генерирующих источников, так и агрегатами промышленной сферы (электродвигатели, электропечи, электрооборудование холодильных установок, электрифицированный транспорт и т.д.) может выявить по различным оценкам до 5-15 % возможной экономии расхода электроэнергии, что в расчете на 1 млн. кВт мощностей при числе часов их использования, равном 5000 ч/год и среднем тарифе в 0,04 долл./кВтч составит не менее 200 млн. долл. США в год без учета затрат на модернизацию выявленных низкоэкономичных электроустановок (при затратах, равных 80 % от рассчитанной возможной экономии, экономическая эффективность по данной составляющей будет равна не менее 40 млн. долл. США/год). Ограничимся приведенным перечнем и оценочными характеристиками ожидаемой эффективности внедрения АСКУЭ, отметив, что на последующих этапах эти составляющие могут уточняться и более детально обосновываться. Учитывая, что на создание всех АСКУЭ потребуется ориентировочно до 500 млн. долл. США, кроме затрат на приборы первичного учета (сюда включаются затраты на работы, модернизацию аппаратуры и каналов связи, развитие корпоративной вычислительной сети, программное обеспечение) и приняв расчетный срок внедрения АСКУЭ, равный 5 лет, определим, что ежегодно на создание полномасштабной АСКУЭ потребуется вкладывать до 100 млн. долл. США. Ежегодный результат от внедрения АСКУЭ, судя по приведенным выше оценочным характеристикам, может составить в сумме 141,8 млн. долл. США в год (если экономию затрат, связанную с отсрочкой сооружения дополнительных генерирующих источников на общую мощность 60 МВт разнести на 5 лет). Таким образом, даже при страховочном понижающем коэффициенте 0,5, ежегодный экономический эффект от внедрения АСКУЭ составит до 71 млн. долл. США. Следует отметить, что для получения эффекта необходимо должным образом использовать всю информацию, создаваемую АСКУЭ, что предъявляет к управляющему персоналу и пользователям АСКУЭ определенные требования по квалификации и умению принимать решения на основе точной, достоверной и оперативной информации. Величина эффекта АСКУЭ, с одной стороны, определяется качеством управляющего персонала, а, с другой – полнотой и завершенностью АСКУЭ (от фрагментарной АСКУЭ следует ожидать и меньшего эффекта). В чем предлагаемая Концепция отличается от тех документов по АСКУЭ, которые разрабатываются или действуют на Украине и в России? На Украине отсутствует государственная концепция по АСКУЭ. Там подход в области учета электроэнергии основывается на таком положении: “Имеется Госреестр измерительных средств, в частности, по электроэнергии. Все, что находится в этом реестре допустимо для применения на рынке коммерческого учета электроэнергии. Конкретное решение той или иной системы коммерческого учета электроэнергии согласовывется индивидуально с энергоснабжающей организацией”. Поскольку в Госреестр внесены сотни типов электросчетчиков, причем как индукционных, так и электронных, а на рынке действуют десятки компаний, предлагающих свои фирменные решения, то реализовываются в тех или иных местах Украины пролоббированные в интересах конкретной компании решения. Следствием этого является “зоопарк” решений, отсутствие унификации, совместимости, сравнимости и единства измерений. Похожая ситуация существует и в России на уровне всех ее 89 регионов и энергосистем. В каждом регионе закрепились те или иные фирмы со своими индивидуальными подходами и решениями, со своими различными счетчиками, системами и протоколами. Единая иерархия и государственная техническая политика в области средств учета отсутствует и частично восполняется документами, утверждаемыми и разрабытываемыми НП “АТС”. Подготовлены и представлены к утверждению наблюдательным советом НП “АТС” ряд регламентов, из которых четыре определят на ближайшее время порядок организации коммерческого учета на рынке электроэнергии, в том числе технические требования к средствам учета. Подготовлен проект стандарта СТО АТС 02.07.3. “Автоматизированные информационно-измерительные системы. Общие требования”. Руководители электроэнергетики России отмечают, что затраты на создание, содержание и обслуживание средств АСКУЭ в ближайшем будущем возрастут и достигнут 10% от товарной продукции АО-энерго. В то же время недостаточность и неэффективность действующих АСКУЭ, не позволяющих выявлять источники потерь, в 20 регионах России таковы, что потери энергии на транспорт в этих регионах достигают 25%, в 7 регионах – 35% от товарной продукции. В Беларуси до последнего времени существовала такая же ситуация, как на Украине и в России. Первой попыткой переломить эту ситуацию, четко определить с государственных позиций дальнейшее направление развития коммерческого учета электроэнергии является представляемая Концепция. В силу компактности Белорусской энергосистемы и ее управляемости имеется надежда достичь и управляемости в создании новых и перспективных АСКУЭ для всех субъектов энергосистемы и формируемого в ближайшем будущем рынка электроэнергии. Что, Аркадий Лазаревич, Вы считаете необходимым добавить в заключение ? Я хотел бы отметить, что создание коммерческих АСКУЭ для различных субъектов энергосистем, рынка электроэнергии и потребителей должно стать не новомодной идеей, а работой, основанной в первую очередь на экономической целесообразности. Кроме того, необходимо понимать, что появление коммерческих АСКУЭ с необходимостью приведет к созданию АСКУЭ технического учета, или технических АСКУЭ, масштабность которых на один-два порядка превысит масштабность коммерческих АСКУЭ. Только имея развитый технический учет по всем внутренним структурам субъекта можно выявить все его непроизводительные потери энергии, устранить их и тем самым снизить свои энергетические и финансовые издержки. В связи с этим, я полагаю, что индукционные электросчетчики и импульсный метод дистанционного сбора данных с них еще достаточное время сохранят свои позиции в области технического учета. Хотя в длительной перспективе электронным счетчикам с цифровым интерфейсом нет альтернативы. И последнее. Надо понимать, что электронный счетчик в рамках АСКУЭ перестает быть единственным средством учета и становится только элементом системы учета. В связи с этим возможно существенное перераспределение функций между различными элементами АСКУЭ с изменение привычных функций и даже внешнего вида самого электронного счетчика, в частности, он может превратиться в черный ящик с доступов к его информации не через электронное табло (оно может отсутствовать), а через удаленное УСПД или другое групповое устройство. Такие решения уже существуют, в частности, в области домового учета. Вывоз мусора возможности и утилизация отходов Итоговый документ конгресса. Наружная теплоизоляция жилых зданий и актуальность решения технических вопросов. Цены на нефть. Надо спасать теплофикацию. Використання деревної біомаси. Главная страница -> Технология утилизации Экологически чистая мебель: |
