Введение Рыбин 23 2


Министерство образования и науки Российской Федерации
федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
«Алтайский государственный технический университет им. И.И. Ползунова»
Факультет (институт) энергетический
Кафедра Электроснабжение промышленных, предприятий
Направление Электроэнергетика и электротехника
УДК621.31 Допустить к защите в ГЭК
Зав. КафедройС.О.Хомутов
(подпись)(и.о.фамилия)
""2014 г.
МАГИСТЕРСКАЯ ДИССЕРТАЦИЯ
МД 140400.08.000 ПЗ
(обозначение документа)
Контроль качества электрической энергии и снижение общих потерь в распределительных сетях 6(10)-0.4 кВ с применением интеллектуальных приборов учета
(тема магистерской диссертации)
Пояснительная записка
Студент группы 8Э-21 А.В. Рыбин
и.о., фамилия
Руководитель
проекта(работы) к.т.н., доцент А.Н. Попов
должность, ученое званиеи.о., фамилия
БАРНАУЛ 2014
Реферат
Магистерская диссертация на тему «Контроль качества электрической энергиии снижение общих потерь в распределительных сетях 6-10/0,4 кВ с применением интеллектуальных приборов учета» выполнена в объеме 102 страницы пояснительной записки. Пояснительная записка содержит рисунков, 3 таблицы, 36 формул, использовано 22 наименования литературы.
Ключевые слова: потери электроэнергии, потери мощности,АСКУЭ, методы расчета потерь,АИИС КУЭ, PLC, маршрутизатор, прибор учета, технические потери, коммерческие потери, КИС Феникс, полезный отпуск электрической энергии РТП-3.
В работе приведено исследование расчета потерь электроэнергии различных режимах работы сети, разработано устройство, позволяющее исправлять основные параметры электроэнергии. Приведены структурная схема и принципиальная схема разработанного устройства.
Содержание
TOC \o "1-3" \h \z \u Введение PAGEREF _Toc359381977 \h 41 Структура потерь электроэнергии в электрических сетях. Технические потери электроэнергии71.1 Обзор качества электроэнергии в электрических сетях PAGEREF _Toc359381979 \h 111.2 Нагрузочные потери электроэнергии PAGEREF _Toc359381980 \h 121.3 Потери холостого хода PAGEREF _Toc359381981 \h 162 Методы расчета потерь электроэнергии для различных сетей PAGEREF _Toc359381982 \h 172.1 Методы расчета потерь электроэнергии в распределительных сетях 6(10)/0.4 кВ PAGEREF _Toc359381983 \h 253 Применение линейки программных комплексов РТП-3для расчета потерь электроэнергии в распределительных сетях 0,38 - 6 - 10 кВ27
4 Расчет полезного отпуска по потребителям электроэнергии в КИС «Феникс»39
5. Определение и особенности АСКУЭ PLC45
5.1 Типовая схема построения АСКУЭ РРЭ50
5.2 АСКУЭ бытовых потребителей55
5.3 АСКУЭ бытовых потребителей в России и за рубежом66
5.4 Основные проблемы работы с бытовым сектором69
5.5 Анализ типовых требованиий к GPRS каналам связи71
5.6 Smart Grid – интеллектуальные сети77
6 Результаты внедрения АСКУЭ «Матрица» на ВЛ-10 кВ Л-23-11 Пригородного РЭС85
Список использованных источников PAGEREF _Toc359381995 \h 96Приложение А Задание на выполнение магистерской диссертации99
Приложение Б Схема зон ВЛ-10 кВ, Л-23-11102
ВведениеВсем известно, что в нашей стране проблема эффективного использования энергетических ресурсов с каждым годом встает все более и более острее. Больше всего данная проблема проявляется секторе населения. Так уж сложился наш менталитет – в большинстве случаев мы используем энергетические ресурсы небрежно, халатно, иногда даже не отдавая себе отчет в том, что мы делаем. О введении энергетически эффективных разработок, процессов говорится много, но на самом деле это оказалось не совсем так, как задумывалось.
Изменением данной ситуации в корне, можно считать принятие Федерального закона № 261 «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской федерации» Здесь описываются основные пути и этапы развитияведущие к практичному и целесообразному использованию ресурсов, а также гос. регулирование мероприятий которые так или иначе заставят идти к энергосбережению.
Главным шагом к энергоэффективности является представление полной картины поставки электроэнергии до потребителя и учет всех возможных потерь на всех ее этапах. Информация об энергетической эффективности будет находиться в свободном доступе и любой желающий может с ней ознакомиться.
Сейчас все потери электрической энергии рассчитываются для простых граждан, по непонятным схемам. Все потери электроэнергии в конечном счете ложатся на плечи конечного потребителя, они уже заложены в тарифы сбытовой компании. Для расчета потерь более прозрачно, было решено устанавливать общедомовые приборы учета (ОДПУ) и приборы учета у конечных потребителей поверенные и принятые в качестве расчетного.
Одним из решений данной проблемы является использование системы АСКУЭ для конечных потребителей.
Данная диссертационная работа посвящена рассмотрению задач обеспечения требуемого качества электроэнергии согласно ГОСТ 13109-97 и снижения дополнительных общих потерь энергии, которые возникают вследствии неэффективного режима работы и хищения электроэнергии.
Показатели качества электрической энергии электрических сетей общего назначения нормируются юридическими документами в большинстве стран мира, в том числе и России - ГОСТом 13109-97 [4]. И как показывает практика выполнение данных норм практически невозможно без компенсации реактивной Устройством регулирования напряжения под нагрузкой трансформатороввозможно решать данную задачу только в сетях со стабильной нединамической нагрузкой, поскольку имеют относительно большую постоянную времени отработки возмущений.
Целью данной магистерской диссертации является применение методики расчета и разработка устройства снижения потерь электроэнергии в сетях 0,4 кВ.
Для достижения поставленной цели были решены следующие задачи:
–анализ составляющих потерь электроэнергии в сетях 0,4 кВ;
–анализ существующих методик расчета и снижения потерь электроэнергии;
–анализ методов борьбы с отклонением качества электроэнергии в сетях 0,4 кВ питающих население;
–изучение различных способов и средств борьбы с отклонением качества, а так же их достоинтва и недостатки;
–разработка структурной и принципиальной схем устройства;
Объектом исследований являются распределительная сеть 0,4 кВ, имеющая электроэнергию отклоняющуюся от показателей ГОСТа и технические устройства необходимые для контроля качества электрической энергии и снижения общих потерь электроэнергии.
Предметом исследования являются расчет потерь электроэнергии в сетях 0,4 кВ и методы контроля и улучшения качества электроэнергии, а также снижение общих потерь с применением современных технических устройств.
Научная новизна заключается в применении методики расчета потерь электроэнергии в сетях 0,4 кВ и разработке устройства для снижения потерь и улучшения качества электроэнергии.
Практическая ценность работы – использование разработанного устройства позволит повысить качество электроэнергии, в результате чего снизится количество выходов из строя электрооборудования потребителей бытового сектора.

1 Структура потерь электроэнергии в электрических сетях. Технические потери электроэнергииПри передаче электрической энергии в каждом элементе электрической сети возникают потери. Для изучения составляющих потерь в различных элементах сети и оценки необходимости проведения того или иного мероприятия, направленного на снижение потерь, выполняется анализ структуры потерь электроэнергии[7].
Фактические (отчетные) потери электроэнергии определяют как разность электроэнергии, отпущенной в электрическую сеть и полезно отпущенной потребителям. Эти потери включают в себя составляющие различной природы: потери в элементах сети, имеющие чисто физический характер, расход электроэнергии на работу оборудования, установленного на подстанциях и обеспечивающего передачу электроэнергии, погрешности фиксации электроэнергии приборами ее учета и, наконец, хищения электроэнергии, неоплату или неполную оплату показаний счетчиков и т.п.
Фактические потери могут быть разделены на четыре составляющих:
–технические потери электроэнергии , складываются при передаче электроэнергии по электрическим сетям, обусловленные физическими процессами в проводах, кабелях и электрооборудовании;
–объем электроэнергии затраченный на собственные нужды подстанций , необходимый для обеспечения работы технологического оборудования подстанций и жизнедеятельности обслуживающего персонала, определяемый по показаниям счетчиков, установленных на ТСН;
–потери электроэнергии, обусловленные погрешностями их измерения (инструментальные потери) ;
–коммерческие потери , обусловленные хищениями электроэнергии, вмешательством в схему подключения, воздействием на приборы учета магнитом, несоответствием показаний счетчиков оплате за электроэнергию бытовыми потребителями и другими причинами в сфере организации контроля за потреблением энергии. Их значение определяют как разницу между фактическими (отчетными) потерями и суммой первых трех составляющих:
. (1.1)
Три первые составляющие структуры потерь обусловлены технологическими потребностями процесса передачи электроэнергии по сетям и инструментального учета ее поступления и отпуска. Сумма этих составляющих хорошо описывается термином технологические потери. Четвертая составляющая - коммерческие потери - представляет собой воздействие "человеческого фактора" и включает в себя все его проявления: сознательные хищения электроэнергии некоторыми абонентами с помощью изменения показаний счетчиков, неоплату или неполную оплату показаний счетчиков и т.п.[10].
Критерии отнесения части электроэнергии к потерям могут быть физического и экономического характера [1].
Сумму технических потерь, расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций и коммерческих потерь можно назвать физическими потерями электроэнергии. Эти составляющие действительно связаны с физикой распределения энергии по сети. При этом первые две составляющие физических потерь относятся к технологии передачи электроэнергии по сетям, а третья - к технологии контроля количества переданной электроэнергии.
Экономика определяет потери как разность между отпуском в сеть и полезным отпуском по потребителям. Следует учесть, что полезный отпуск - не только та часть электроэнергии, которая было оплачена, но и та, за которую был выставлен счет энергосбытовой компании. В случае если потребление абонента не было зафиксировано в текущем расчетном периоде (обход, оплата, АИП и.т.д.) то начисление будет произведено по среднемесячному потреблению.
С точки зрения экономики расход электроэнергии на собственные нужды подстанций ничем не отличается от расхода в элементах сетей на передачу остальной части электроэнергии потребителям.
Недоучет объемов полезно отпущенной электроэнергии является такой же экономической потерей, как и две описанные выше составляющие. То же самое можно сказать и о хищениях электроэнергии. Таким образом, все четыре описанные выше составляющие потерь с экономической точки зрения одинаковы.
Технические потери электроэнергии можно представить следующими структурными составляющими:
– потери холостого хода, включающие потери в электроэнергии в силовых трансформаторах, компенсирующих устройствах (КУ), трансформаторах напряжения, счетчиках и устройствах присоединения ВЧ-связи, а также потери в изоляции кабельных линий;
– нагрузочные потери в оборудовании подстанций. К ним относятся потери в линиях и силовых трансформаторах, а также потери в измерительных комплексах электрической энергии,
– климатические потери, включающие в себя два вида потерь: потери на корону и потери из-за токов утечки по изоляторам ВЛ и подстанций. Оба вида зависят от погодных условий.
Технические потери в электрических сетях энергоснабжающих организаций (энергосистем) должны рассчитываться по трем диапазонам напряжения [4]:
– в питающих сетях напряжения 35 кВ и выше;
– в распределительных сетях среднего напряжения 6 - 10 кВ;
– в распределительных сетях низкого напряжения 0,38 кВ.
Распределительные сети 0,38 - 6 - 10 кВ, эксплуатируемые районом электирических сетей (РЭС), характеризуются значительной долей потерь электроэнергии. Это связано с особенностями протяженности, построения, функционирования, организацией эксплуатации данного вида сетей: большим количеством элементов, разветвленностью схем, недостаточной обеспеченностью приборами учета соответствующего класса и т.п. [3]
В настоящее время по каждому РЭС энергосистем технические потери в сетях 0,38 - 6 - 10 кВ рассчитываются ежемесячно и суммируются за год. Полученные значения потерь используются для расчета планируемого норматива потерь электроэнергии на следующий год.
Далее подробнее рассмотрим структурные составляющие технических потерь электроэнергии.

1.1 Обзор качества электроэнергии в электрических сетяхЭлектроэнергия как товар обладает определенными специфическими свойствами. Она непосредственно используется при создании других видов продукции и оказывает существенное влияние на экономические показатели производства и качество выпускаемых изделий. Качество электроэнергии (КЭ) определяется через качество работы электроприемников, которые предназначены для функционирования при определенных номинальных параметрах: номинальной частоте, номинальном напряжении, номинальном токе. На КЭ заметное влияние оказывают параметры сетей, а электроприемники и аппараты могут присоединяться в разных точках. Например, значения напряжения на зажимах ЭП зависят от протяженности и схемы электросети. В свою очередь потребители влияют на качество электроэнергии, внося искажения напряжения. Общим параметром режима для электроприемника является напряжение, поэтому, все показатели качества электроэнергии (ПКЭ) представляют собой характеристики напряжения.
В России КЭ в электросети общего назначения регламентируется межгосударственным стандартом ГОСТ 13109-97 «Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения».
В настоящее время можно утверждать, что качество электроэнергии (КЭ) в России, согласно ряду публикаций, сделанных эксператми, специалистами и инженерами, работающими в области электроснабжения, признается невысоким. Это способствует увеличению отказов электронной и микропроцессорной техники, особенно зарубежного производства. Основными причинами низкого качества электроэнергии в российских электросетях можно назвать следующие:
–ввод в эксплуатацию мощного технологического оборудования в металлургии, на железнодорожном транспорте, в машиностроении, являющегося источником искажения напряжения;
–отсутствие контроля за уровнем помех, вносимых в сеть этим оборудованием;
–значительная изношенность электрооборудования распределительных сетей, средств и систем управления ими;
–низкий уровень использования устройств регулирования ПКЭ.
В результате обостряются проблемы с качеством и надежностью электроснабжения.
1.2 Нагрузочные потери электроэнергииНагрузочные потери электроэнергии – это потери в электрооборудовании и линиях электропередач и других элементах электрической сети, зависящие от величины нагрузки.
Состав и структура нагрузочных потерь электроэнергии
–в проводах линий электропередач;
–в силовых автотрансформаторах и трансформаторах.
По причине малой величины и сложности расчета нагрузочные потери в остальных элементах электрической сети, таких как токоограничивающие реакторы, соединительные провода и шины распределительных устройств подстанций определяют на основе удельных и включают в состав условно-постоянных потерь.
Для расчета нагрузочных потерь в зависимости от имеющейся информации о нагрузках и схемах сетей могут использоваться пять методов расчета:
–оперативных расчетов;
–расчетных суток;
–средних нагрузок;
–числа часов наибольших потерь мощности;
–оценки потерь по обобщенной информации о схемах и нагрузках сети.
Данные методы приведены в «Методике расчета технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям в базовом периоде», которая является Приложением 1 к Инструкции по организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по расчету и обоснованию нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям.
1.3 Потери холостого ходаВ режиме холостого хода потребляемая трансформатором активная мощность расходуется только на покрытие потерь в стали магнитопровода и в первичной обмотке от тока холостого хода
, (1.1)
Потери, возникающие при этом в магнитопроводе, называют магнитными и обозначают Рм. А суммарные потери в режиме холостого хода (при номинальных первичном напряжении и частоте) называют потерями холостого хода и обозначают Р0:
, (1.2)
где r1 — активное сопротивление первичной обмотки. Особенностью потерь холостого хода являются их постоянство и независимость от режима нагрузки трансформатора. Действительно, ток холостого хода I0 определяется геометрической суммой намагничивающей и активной составляющих. Ток Iнам создает основной поток Ф0, а активная составляющая Iа определяется только потерями в стали от гистерезиса и вихревых токов. Магнитный поток Ф0 остается постоянным, как бы ни менялся режим нагрузки (токи I1 и I2) трансформатора. Следовательно, и ток Iнам останется неизменным при любой нагрузке. Активная составляющая зависит только от магнитных потерь и для данного магнитопровода, выполненного из определенной марки стали (при номинальных первичном напряжении и частоте), является также неизменной. Естественно, что и потери в первичной обмотке от протекания тока I0 останутся неизменными. Таким образом, при номинальных первичном напряжении и частоте потери холостого хода Р0постоянны и не зависят от нагрузки трансформатора.Потери электроэнергии холостого хода в силовом трансформаторе, которые определяют за время Т по формуле, тыс. кВт-ч:
, (1.3)
где ΔРх - потери мощности холостого хода трансформатора при номинальном напряжении UН;
U (t) - напряжение в точке подключения (на вводе ВН) трансформатора в момент времени t.
Потери в компенсирующих устройствах (КУ), зависящие от типа устройства. В распределительных сетях 0,38-6-10 кВ используются в основном батареи статических конденсаторов (БСК). Потери в них определяют на основе известных удельных потерь мощности ΔрБCК, кВт/квар:
, (1.4)
где WQ БCК - реактивная энергия, выработанная батареей конденсаторов за расчетный период. Обычно ΔрБCК = 0,003 кВт/квар.
Потери в трансформаторах напряжения. Потери активной мощности в ТН состоят из потерь в самом ТН и во вторичной нагрузке:
, (1.5)
Потери в самом ТН ΔР1ТН состоят в основном из потерь в стальном магнитопроводе трансформатора. Они растут с ростом номинального напряжения и для одной фазы при номинальном напряжении численно примерно равны номинальному напряжению сети. В распределительных сетях напряжением 0,38-6-10 кВ они составляют около 6-10 Вт[15, 16].
Потери во вторичной нагрузке ΔР2ТН зависят от класса точности ТН КТН. Причем, для трансформаторов напряжением 6-10 кВ эта зависимость линейная. При номинальной нагрузке для ТН данного класса напряжения ΔР2ТН ≈ 40 Вт. Однако, на практике вторичные цепи ТН часто перегружаются, поэтому указанные значения необходимо умножать на коэффициент загрузки вторичной цепи ТН β2ТН. Учитывая вышеизложенное, суммарные потери электроэнергии в ТН и нагрузке его вторичной цепи определяют по формулам, тыс. кВтч:
,(1.6)
Потери в изоляции кабельных линий, которые определяют по формуле, кВтч:
, (1.7)
где bc - емкостная проводимость кабеля, Сим/км;
U - напряжение, кВ;
Lкаб- длина кабеля, км;
tgφ - тангенс угла диэлектрических потерь, определяемый по формуле:
, (1.8)
где Тсл - число лет эксплуатации кабеля;
аτ- коэффициент старения, учитывающий старение изоляции в течение эксплуатации. Происходящее при этом увеличение тангенса угла диэлектрических потерь отражается второй скобкой формулы.

2 Методы расчета потерь электроэнергии для различных сетей Нагрузочные потери электроэнергии за периодТ часов (Д дней) могут быть рассчитаны одним из пяти методов в зависимости от объема имеющейся информации о схемах и нагрузках сетей (методы расположены в порядке снижения точности расчета):
–оперативных расчетов;
–расчетных суток;
–средних нагрузок;
–числа часов наибольших потерь мощности;
–оценки потерь по обобщенной информации о схемах и нагрузках сети.
Потери мощности в сети при использовании для расчета потерь электроэнергии методов 1– 4 рассчитывают на основе заданной схемы сети и нагрузок ее элементов, определенных с помощью измерений или с помощью расчета нагрузок элементов электрической сети в соответствии с законами электротехники.
Потери электроэнергии по методам 2–5 должны рассчитываться за каждый месяц расчетного периода с учетом схемы сети, соответствующей данному месяцу. Допускается рассчитывать потери за расчетные интервалы, включающие в себя несколько месяцев, схемы сетей в которых могут рассматриваться как неизменные. Потери электроэнергии за расчетный период определяют как сумму потерь, рассчитанных для входящих в расчетный период месяцев (расчетных интервалов).
Метод оперативных расчетовсостоит в расчете потерь электроэнергии по формуле:
, (2.1)
где n – число элементов сети; tij– интервал времени, в течение которого токовую нагрузку Iiji-го элемента сети с сопротивлением Ri принимают неизменной; m – число интервалов времени.
Токовые нагрузки элементов сети определяют на основе данных диспетчерских ведомостей, оперативных измерительных комплексов (ОИК) и автоматизированных систем учета и контроля электроэнергии (АСКУЭ).
Метод расчетных суток состоит в расчете потерь электроэнергии по формуле:
, (2.2)
где ΔWсут – потери электроэнергии за сутки расчетного месяца со среднесуточным отпуском электроэнергии в сеть Wср.сут и конфигурацией графиков нагрузки в узлах, соответствующей контрольным замерам; kл – коэффициент, учитывающий влияние потерь в арматуре воздушных линий и принимаемый равным 1,02 для линий напряжением 110 кВ и выше и равным 1,0 для линий более низких напряжений; kф.м2 – коэффициент формы графика суточных отпусков электроэнергии в сеть (график с числом значений, равным числу дней в месяце контрольных замеров); Дэквj – эквивалентное число дней в j-м расчетном интервале, определяемое по формуле:
(2.3)
где Wм i – отпуск электроэнергии в сеть в i-м месяце с числом дней Дмi ; Wм.р– то же, в расчетном месяце; Nj – число месяцев в j-м расчетном интервале.
При расчете потерь электроэнергии за месяц Дэквj = Дмi .
Потери электроэнергии за расчетные сутки ΔWсут определяют как сумму потерь мощности, рассчитанных для каждого часового интервала расчетных суток.
Потери электроэнергии в расчетном периоде определяют как сумму потерь во всех расчетных интервалах года. Допускается определять годовые потери электроэнергии на основе расчета ΔWсут для зимнего дня контрольных замеров, принимая в формуле (2.3) Nj = 12.
Коэффициент k2ф.м определяют по формуле:
(2.4)
где Wi– отпуск электроэнергии в сеть за i-й день месяца; Дм – число дней в месяце.
При отсутствии данных об отпуске электроэнергии в сеть за каждые сутки месяца коэффициент k2ф.м определяют по формуле:
(2.5)
где Дри Дн.р–число рабочих и нерабочих дней в месяце (Дм= Др+ Д н.р); kw– отношение значений энергии, потребляемой в средний нерабочий и средний рабочий дни kw= Wн.р / Wр.
Метод средних нагрузок состоит в расчете потерь электроэнергии по формуле:
, (2.6)
где ΔPср – потери мощности в сети при средних за расчетный интервал нагрузках узлов; k2ф – коэффициент формы графика суммарной нагрузки сети за расчетный интервал; kk– коэффициент, учитывающий различие конфигураций графиков активной и реактивной нагрузки различных ветвей сети; Тj – продолжительность j-го расчетного интервала, ч.
Коэффициент формы графика суммарной нагрузки сети за расчетный интервал определяют по формуле:
, (2.7)
где Pi– значение нагрузки на i-й ступени графика продолжительностью ∆ti, час; m – число ступеней графика на расчетном интервале; Pср– средняя нагрузка сети за расчетный интервал.
Коэффициентkkв формуле (2.6) принимают равным 0,99. Для сетей 6–20 кВ и радиальных линий 35 кВ вместо значений Pi и Pср в формуле (2.7) могут использоваться значения тока головного участка Ii и Iср. В этом случае коэффициентkkпринимают равным 1,02.
Допускается определять коэффициент формы графика за расчетный интервал по формуле:
, (2.8)
где k2ф.с – коэффициент формы суточного графика дня контрольных замеров, рассчитанный по формуле (2.7); k2ф.N – коэффициент формы графика месячных отпусков электроэнергии в сеть (график с числом значений, равным числу месяцев в расчетном интервале), рассчитываемый по формуле:
(2.9)
где Wм i– отпуск электроэнергии в сеть за i-й месяц расчетного интервала; Wср.мес – среднемесячный отпуск электроэнергии в сеть за месяцы расчетного интервала.
При расчете потерь за месяц k2ф.N= 1.
При отсутствии графика нагрузки значение kф2 определяют по формуле:
. (2.10)
Коэффициент заполнения графика суммарной нагрузки сети kз определяют по формуле:
, (2.11)
где Wо – отпуск электроэнергии в сеть за времяТ; Тmax – число часов использования наибольшей нагрузки сети.
Среднюю нагрузку i-го в узла определяют по формуле:
, (2.12)
где Wi– энергия, потребленная (генерированная) в i-м узле за время Т.
Метод числа часов наибольших потерь мощности состоит в расчете потерь электроэнергии по формуле:
, (2.13)
где ΔPmax – потери мощности в режиме наибольшей нагрузки сети; τо – относительное число часов наибольших потерь мощности, определенное по графику суммарной нагрузки сети за расчетный интервал.
Относительное число часов наибольших потерь мощности определяют по формуле:
, (2.14)
где Pmax– наибольшее значение из m значений Piв расчетном интервале.
Коэффициент kkв формуле (2.13) принимают равным 1,03. Для сетей 6–20 кВ и радиальных линий 35 кВ вместо значений Pi и Pmax в формуле (2.14) могут использоваться значения тока головного участка Ii и Imax. В этом случае коэффициентkkпринимают равным 1,0.
Допускается определять относительное число часов наибольших потерь мощности за расчетный интервал по формуле:
, (2.15)
где τс – относительное число часов наибольших потерь мощности, рассчитанное по формуле (2.14) для суточного графика дня контрольных замеров.
Значения τми τNрассчитывают по формулам:
; (2.16)
(2.17)
где Wм.р– отпуск электроэнергии в сеть в расчетном месяце.
При расчете потерь за месяц τN= 1.
При отсутствии графика нагрузки значение τоопределяют по формуле:
(2.18)
Метод оценки потерь по обобщенной информации о схемах и нагрузках сетисостоит в расчете потерьэлектроэнергии на основе зависимостей потерь от суммарной длины и количества линий, суммарной мощности и количества оборудования, полученных на основе технических параметров линий и оборудования или статистических данных.
Потери электроэнергии должны рассчитываться для характерных рабочих и ремонтных схем. В расчетную схему должны быть включены все элементы сети, потери в которых зависят от ее режима (линии, трансформаторы, высокочастотные заградители ВЧ-связи, токоограничивающие реакторы и т.п.).
Расчетные значения активных сопротивлений проводов воздушных линий (ВЛ) Rпопределяют с учетом температуры провода tп , 0 С, зависящей от средней за расчетный период температуры окружающего воздуха tви плотности тока в проводе j , А/мм2 :
(2.19)
где R20– стандартное справочное сопротивление провода сечением F, мм2 ,при tп = 200 С.
Примечание. При отсутствии данных о средней плотности тока за расчетный период в каждом элементе электрической сети принимают расчетное значение j = 0,5 А/мм2.
Потери электроэнергии в соединительных проводах и сборных шинах распределительных устройств подстанций (СППС) определяют по формуле:
ΔWпс =2,3 F∙j2L∙τ0∙Д, (2.20)
где F – среднее сечение проводов (шин); L– суммарная протяженность проводов (шин) на подстанции; j – плотность тока.
При отсутствии данных о параметрах, используемых в формуле (2.20), расчетные потери в СППС принимают в соответствии с табл. П.1 приложения 1 и относят их к условно-постоянным потерям.
Потери электроэнергии в измерительных трансформаторах тока (ТТ) определяют по формуле:
ΔWТТ = ΔPТТ номTβ2ТТсрkф2, (2.21)
где ΔPТТ ном – потери в ТТ при номинальной нагрузке; βТТср– среднее значение коэффициента токовой загрузки ТТ за расчетный период.
При отсутствии данных о параметрах, используемых в формуле (2.21), расчетные потери в ТТ принимают в соответствии с табл. П.3 приложения 1 и относят их к условно-постоянным потерям.
2.1 Методы расчета потерь электроэнергии в распределительных сетях 0,4-6(10) кВСети 0,4 - 6 - 10 кВ энергосистем характеризуются относительной простотой схемы каждой линии, большим количеством таких линий и низкой достоверностью информации о нагрузках трансформаторов. Перечисленные факторы делают нецелесообразным на данном этапе применение для расчетов потерь электроэнергии в этих сетях методов, аналогичных применяемым в сетях более высоких напряжений и основанных на наличии информации о каждом элементе сети. В связи с этим получили распространение методы, основанные на представлении линий 0,4-6-10 кВ в виде эквивалентных сопротивлений.
Нагрузочные потери электроэнергии в линии определяют по одной из двух формул в зависимости от того, какая информация о нагрузке головного участка имеется - активная WРи реактивная wQ энергия, переданная за время Т или максимальная токовая нагрузка Imax:
, (2.22)
Или
, (2.23)
где kфР и kфQ - коэффициенты формы графиков активной и реактивной мощности;Uэк - эквивалентное напряжение сети, учитывающее изменение фактического напряжения как во времени, так и вдоль линии.
Если графики Р и Q на головном участке не регистрируются, коэффициент формы графика рекомендуется определять по (2.22).
Эквивалентное напряжение определяют по эмпирической формуле:
, (2.24)
где U1, U2 - напряжения в ЦП в режимах наибольших и наименьших нагрузок; k1 = 0,9 для сетей 0,38-6-10 кВ. В этом случае формула (2.22) приобретает вид:
, (2.25)
где kф2определяют по (2.22), исходя из данных о коэффициенте заполнения графика активной нагрузки. В связи с несовпадением времени замера токовой нагрузки с неизвестным временем ее действительного максимума формула (2.24) дает заниженные результаты. Устранение систематической погрешности достигается увеличением значения, получаемого по (2.3), в 1,37 раза. Расчетная формула приобретает вид:
. (2.26)
Эквивалентное сопротивление линий 0,38-6-10 кВ при неизвестных нагрузках элементов определяют исходя из допущения одинаковой относительной загрузки трансформаторов. В этом случае расчетная формула имеет вид:
, (2.27)
где Sтi - суммарная номинальная мощность распределительных трансформаторов (РТ), получающих питание по i-му участку линий сопротивлением Rлi,п - число участков линий;Sтj - номинальная мощность i-го PТ сопротивлением Rтj;т - число РТ;Sт. г - суммарная мощность РТ, присоединенных к рассматриваемой линии.
Расчет Rэкпо (2.27) предполагает обработку схемы каждой линии 0,38-6-10 кВ (нумерацию узлов, кодирование марок проводов и мощностей РТ и т.п.). Вследствие большого числа линий такой расчет Rэкможет быть затруднительным из-за больших трудозатрат. В этом случае используют регрессионные зависимости, позволяющие определять Rэк,исходя из обобщенных параметров линии: суммарной длины участков линии, сечения провода и длины магистрали, разветвлений и т.п. Для практического использования наиболее целесообразна зависимость:
, (2.28)
где RГ - сопротивление головного участка линии;lма, lмс - суммарные длины участков магистрали (без головного участка) с алюминиевыми и стальными проводами соответственно;lоа, lос - то же участков линии, относящихся к ответвлениям от магистрали;FM - сечение провода магистрали;а1 - а4 - табличные коэффициенты[19].
В связи с этим зависимость (2.28) и последующее определение с ее помощью потерь электроэнергии в линии целесообразно использовать для решения двух задач:
- определения суммарных потерь в k линиях как суммы значений, рассчитанных по (2.25) или (2.26) для каждой линии (в этом случае погрешности уменьшаются приблизительно в √k раз);
- определения линий с повышенными потерями (очаги потерь). К таким линиям относят линии, для которых верхняя граница интервала неопределенности потерь превышает установленную норму (например, 5%).

3 Применение линейки программных комлексов РТП-3 для расчета потерь электроэнергии в распределительных сетях 0,38 - 6 - 10 кВОдним из самыхсложныхсчитается расчет потерь электроэнергии в сетях 6 - 10 кВ и ниже, поэтому для простоты расчетов существуютпрограммные комплексы, основанные на различных методах.
Одним из наиболее известных и распространенных в отечественных электрических сетях является разработанный ОАО «ВНИИЭ» совместно с ООО «Энергоэкспертсервис» комплекс программ РТП 3 [2, 3], который предназначен для расчета технических потерь мощности и электроэнергии в сетях 0,38–220 кВ и для расчета допустимых и фактических небалансов электроэнергии в сети 0,38–6 (10) кВ. РТП 3 состоит из программ РТП 3.1, РТП 3.2, РТП 3.3.

Рисунок .3.1. Мероприятия по снижению потерь электроэнергии
РТП 3.1
–расчет установившегося режима с определением токов и потоков мощности в ветвях, уровней напряжения в узлах, коэффициентов загрузки линий и трансформаторов в разомкнутых электрических сетях 6(10), 35, 110, 220 кВ;
–расчет потерь мощности и электроэнергии в разомкнутых электрических сетях 6 (10), 35, 110, 220 кВ;
–расчет токов короткого замыкания в разомкнутых электрических сетях 6 (10), 35, 110, 220 кВ;
–расчет потерь электроэнергии в приборах учета (трансформаторы тока, трансформаторы напряжения, счетчики);
–расчет потерь электроэнергии в дополнительном оборудовании: в вентильных разрядниках, шунтирующих реакторах, синхронных компенсаторах, ограничителях напряжения, в устройствах присоеденения ВЧ-связи, в соединительных проводах и шинах подстанции, от токов утечки по изоляторам воздушных линий;
–формирование сводной таблицы норматива потерь электроэнергии по ступеням напряжения с разбивкой на структурные составляющие.
РТП 3.2
–расчет установившегося режима с определением токов и потоков мощности в ветвях, уровней напряжения в узлах, коэффициентов загрузки линий в разомкнутых электрических сетях 0,38 кВ;
- расчет потерь мощности и электроэнергии в электрических сетях 0,38 кВ.
РТП 3.3
–ведение баз данных по потреблению электроэнергии абонентами с привязкой их точек учета к схеме сети;
–расчет допустимого, фактического небалансов и количества неучтенной электроэнергии в разомкнутых электрических сетях.
Расчет по программе РТП 3.1 ведется с помощью базы данных, которая содержит схемные и режимные параметры распределительных сетей.
Интерфейс программы удобен и прост, что позволяет сократить затраты труда на подготовку и расчет электрической сети. Ввод схемы существенно облегчается и ускоряется набором редактируемых справочников. При возникновении каких-либо вопросов во время работы с программой всегда можно обратиться за помощью к справке или к инструкции пользователя.
С помощью программы за один рабочий день оператор может ввести информацию для расчета технических потерь по 30 распределительным линиям 6 (10) кВ средней сложности.
Для наглядности некоторые результаты выводятся на расчетную схему фидера (токи в ветвях, уровни напряжения в узлах, токовая нагрузка на трансформаторах, потоки энергии, токи короткого замыкания). Предусмотрено цветовое отображение загруженных элементов. Детальные результаты расчета потерь мощности и электроэнергии состоят из двух таблиц с подробной информацией о параметрах режима и результатах расчета по ветвям и узлам фидера.
Все результаты расчета можно сохранять в текстовом формате или формате Excel.
Для облегчения расчета всей совокупности фидеров, хранящихся в базе, существует файл замеров, в который заносятся замеры токов, уровней напряжения, отпусков электроэнергии. С помощью этих данных можно сразу рассчитать все фидеры или выборочно, предварительно не открывая для просмотра рассчитываемую схему.
В программе предусмотрен гибкий режим редактирования, который позволяет вводить любые необходимые изменения исходных данных, схем электрических сетей.
Максимально удобен режим печати. Пользователь всегда может распечатать схему фидера, предварительно просмотрев, как и на каком количестве листов размещается схема (при необходимости изменяется масштаб для вывода изображения на печать).
Программа выполняет различные проверки исходных данных и результатов расчета.
В программе РТП 3.2, предназначенной для расчета установившихся режимов, потерь мощности и электроэнергии в сетях 0,38 кВ, реализовано несколько методик расчета с использованием схем электрической сети и без них. Без ввода схем можно выполнять расчеты по наиболее распространенной в практике эксплуатации методике расчета по потере напряжения от трансформаторной подстанции до наиболее электрически удаленной точки сети и по оценочному методу расчета по обобщенным данным электрической сети.
Расчет режимных параметров и потерь мощности и электроэнергии в сети 0,38 кВ c использованием расчетной схемы можно выполнять по исходным данным, полученным непосредственно для линии 0,38 кВ или по данным трансформаторной подстанции (введенным пользователем или рассчитанным программой). Все расчеты выполняются с учетом несимметричной загрузки фаз, исполнения участков и привязки абонентов к сети. Результатами расчета являются: относительные и абсолютные потери мощности и электроэнергии по каждому участку линии, уровни напряжения в узлах, относительные потери напряжения (в процентах от номинального и заданного в центре питания), коэффициент дополнительных потерь от несимметричной загрузки фаз, максимальное значение потерь напряжения. Результаты расчета и исходные данные по всей базе электрических сетей 0,38 кВ можно сохранять в зависимости от метода расчета в соответствующих таблицах для создания базы результатов расчета по всем фидерам. В таблице суммируются результаты расчета по ТП 6 (10)/0,4 кВ, фидерам 6 (10) кВ, центрам питания, районам электрических сетей, по всем электрическим сетям.
В комплексе программ РТП 3.3 для расчета баланса электроэнергии необходима информация о фактическом полезном отпуске электроэнергии абонентов и классах точности приборов. Если расчеты выполняются по фидеру 6 (10) кВ, а не по сети 0,38 кВ, то дополнительно следует выполнить привязку абонентов и их точек учета электроэнергии к трансформаторным подстанциям.
Расчет баланса выполняется по заданному активному отпуску электроэнергии на головном участке линии за рассчитываемый период, среднему напряжению за этот период на шинах питающей подстанции и коэффициенту мощности. Происходит формирование нагрузки в узлах сети – это сумма потребленной электроэнергии по всем привязанным к этой трансформаторной подстанции точкам учета. Допустимый небаланс электроэнергии определяется по погрешностям измерительных каналов точек учета в соответствии с заданными классами точками и по доле зафиксированного счетчиком количества электроэнергии от суммарного количества электроэнергии, поступившего на фидер.
Результатами расчета баланса электроэнергии являются: фактический и рассчитанный полезный отпуск; технические потери электроэнергии в линиях и трансформаторах; фактический небаланс электроэнергии в абсолютных и относительных единицах; относительный допустимый небаланс электроэнергии, количество неучтенной электроэнергии.
Методики расчета и комплекс программ прошли экспертизу на соответствие отраслевым нормативным требованиям и допущены к использованию в электроэнергетике для расчетов потокораспределения, потерь мощности и электроэнергии, отклонений напряжения в узлах, токов короткого замыкания, оценки последствий оперативных переключений в разомкнутых электрических сетях в нормальных, ремонтных и послеаварийных режимах.
На комплекс программ получен сертификат соответствия требованиям нормативных документов Госстандарта России № РОСС RU.СП12.С0005 и лицензия на применение знака соответствия системы сертификации ГОСТ Р.
Комплекс программ рекомендован Госстроем России для практического применения в коммунальных электрических сетях.
Программный комплекс РТП 3 эффективно используется более чем в семидесяти электросетевых предприятиях, в четырех региональных управлениях Госэнергонадзора и трех региональных энергетических комиссиях. По результатам внедрения РТП 3 награжден председателем оргкомитета Всероссийской специализированной выставки «Энергосбережение в регионах России», руководителем Госэнергонадзора Минэнерго РФ дипломом второй степени.
На основе анализа результатов расчета балансов и технических потерь электроэнергии, локализации «очагов» потерь разрабатываются соответствующие мероприятия по их снижению.
Мероприятия по снижению технических потерь электроэнергии достаточно хорошо известны. Их типовой перечень и методы оценки экономической эффективности включены в Инструкцию [4].
Основной эффект при снижении технических потерь электроэнергии может быть получен за счет технического перевооружения, реконструкции, повышения надежности работы и пропускной способности электрических сетей, сбалансированности их режимов, т. е. за счет внедрения капиталоемких мероприятий. Эти мероприятия нашли отражение в концепциях развития и техперевооружения электрических сетей на период до 2010 года, разработанных институтами Энергосетьпроект и РОСЭП (Сельэнергопроект).
Основными из этих мероприятий, кроме достаточно хорошо известных, для системообразующих электрических сетей 110 кВ и выше являются:
–налаживание серийного производства и широкое внедрение регулируемых компенсирующих устройств для оптимизации потоков реактивной мощности и снижения недопустимых или опасных уровней напряжения в узлах сетей, в том числе управляемых шунтируемых реакторов, статических компенсаторов реактивной мощности;
–строительство новых линий электропередачи и повышение пропускной способности существующих линий для выдачи активной мощности от «запертых» электростанций для ликвидации дефицитных узлов и завышенных транзитных перетоков.
Очевидно, на ближайшую и удаленную перспективу останутся актуальными оптимизация режимов электрических сетей по активной и реактивной мощности, регулирование напряжения в сетях, оптимизация загрузки трансформаторов, выполнение работ под напряжением и т. п.
К приоритетным мероприятиям по снижению технических потерь электроэнергии в распределительных электрических сетях 0,4–35 кВ относятся:
–использование 10 кВ в качестве основного напряжения распределительной сети;
–увеличение доли сетей напряжением 35 кВ;
–сокращение радиуса действия и строительство воздушной линии 0,4 кВ в трехфазном исполнении по всей длине;
–применение самонесущих изолированных и защищенных проводов для воздушной линии напряжением 0,4-10 кВ;
–использование максимального допустимого сечения провода в электрических сетях 0,4-10 кВ с целью адаптации их пропускной способности к росту нагрузок в течение всего срока службы;
–разработка и внедрение нового более экономичного электрооборудования, в частности, распределительных трансформаторов с уменьшенными активными и реактивными потерями холостого хода, встроенных в комплектную и закрытую трансформаторные подстанции конденсаторных батарей;
–применение столбовых трансформаторов малой мощности 6–10/0,4 кВ для сокращения протяженности сетей 0,4 кВ и потерь электроэнергии в них;
–более широкое использование устройств автоматического регулирования напряжения под нагрузкой, вольтодобавочных трансформаторов, средств местного регулирования напряжения для повышения качества электроэнергии и снижения ее потерь;
–комплексная автоматизация и телемеханизация электрических сетей, применение коммутационных аппаратов нового поколения, средств дистанционного определения мест повреждения в электрических сетях для сокращения длительности неоптимальных ремонтных и послеаварийных режимов, поиска и ликвидации аварий;
–повышение достоверности измерений в электрических сетях на основе использования новых информационных технологий, автоматизации обработки телеметрической информации.
Необходимо сформулировать новые подходы к выбору мероприятий по снижению технических потерь и оценке их сравнительной эффективности в условиях акционирования энергетики, когда решения по вложению средств принимаются уже не с целью достижения максимума «народнохозяйственного эффекта», а получения максимума прибыли данного АО, достижения запланированных уровней рентабельности производства, распределения электроэнергии и т. п.
Рассмотренная нами в первой части статьи структура коммерческих потерь электроэнергии позволяет наметить пути их снижения.
Основной стратегический путь этого снижения – совершенствование учета отпущенной в электрическую сеть и полезно потребленной электроэнергии.
На сегодняшний день становится все более очевидным, что главными направлениями совершенствования системы учета электроэнергии являются:
–замена старых, отработавших свой ресурс индукционных счетчиков класса точности 2,5 на новые. Это позволит в среднем повысить учитываемый полезный отпуск электроэнергии на 10–12 %;
–поверка и метрологическая аттестация трансформатора тока и трансформатора напряжения в рабочих условиях эксплуатации, создание и внедрение соответствующих поверочных средств для измерительных трансформаторов всех ступеней напряжения;
–установка дополнительных счетчиков электроэнергии, трансформаторов тока и трансформаторов напряжения, обеспечивающих учет отпуска и потерь электроэнергии по ступеням напряжения;
–активизация внедрения автоматизированных систем контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ) на электрических станциях, подстанциях, у крупных потребителей с постепенным переходом к внедрению АСКУЭ бытового потребления;
–информационная и функциональная увязка АСКУЭ и автоматизированных систем диспетчерского управления (АСДУ);
–создание автоматизированных баз данных по потребителям электроэнергии (юридическим и физическим лицам) с их привязкой к электрическим сетям для контроля за динамикой объема потребления электроэнергии по месяцам и годам и ее соответствия динамике объема выпускаемой продукции, например; расчета и анализа фактических и допустимых небалансов электроэнергии по электрическим сетям;
–корректировка правил устройства электроустановок, строительных норм и правил проектной документации для защиты бытовых электросчетчиков от хищений и разрушения потребителями, ужесточение мер ответственности за неисполнение;
–широкое внедрение счетчиков прямого включения с предоплатой.
Практическая реализация перечисленных мероприятий требует значительных капиталовложений и времени и позволит уменьшить коммерческие потери электроэнергии максимум на 30–35 %.
В условиях общего спада нагрузки и отсутствия средств на развитие, реконструкцию и техперевооружение электрических сетей становится все более очевидным, что каждый вложенный рубль в совершенствование системы учета сегодня окупается значительно быстрее, чем затраты на повышение пропускной способности сетей и даже на компенсацию реактивной мощности.
Еще примерно 30–35 % коммерческих потерь — это хищения электроэнергии. Борьба с хищениями электроэнергии должна вестись планомерно, постоянно и по всем направлениям возможных хищений, начиная с оснащения контролеров приборами по выявлению скрытых проводок, образцовыми однофазными счетчиками, токоизмерительными клещами на телескопических изолирующих штангах для измерения токов на вводах и т. п. до замены голых проводов на вводах в частные владения на изолированные кабели; выноса приборов учета за границу частных владений; применения счетчиков электроэнергии, защищенных от хищений электроэнергии, в том числе установки счетчиков совместно с устройствами защитного отключения и т. п.
Для эффективного решения перечисленных задач должна быть существенно повышена роль и активность служб метрологии электросетевых организаций в части:
–контроля технического состояния и соблюдения сроков госповерки приборов расчетного и калибровки приборов технического учета электроэнергии;
–разработки мероприятий по совершенствованию схемы расстановки приборов расчетного и технического учета электроэнергии в общесистемных и распределительных сетях;
–устранения причин появления на электростанциях и подстанциях 35–110 кВ фактического небаланса электроэнергии, превышающего допустимый;
–разработки и выполнения мероприятий по дальнейшему совершенствованию учета и отпущенной потребителям электроэнергии;
–создания и использования автоматизированных рабочих мест метролога (АРМ-метролог) в электросетевых предприятиях для более достоверного расчета допустимых небалансов электроэнергии на подстанциях и в сетях с учетом баз данных по реальным метрологическим характеристикам счетчиков, трансформаторов тока и трансформаторов напряжения;
–разработка и внедрение местных методик выполнения измерений электрической мощности и электроэнергии на основе типовых методик (РД 34.11.334-97 и РД 34.11.333-97 [5]).
С учетом рассмотренной выше структуры коммерческих потерь электроэнергии и мероприятий по их снижению, на основании Закона РФ «Об обеспечении единства измерений» и ГОСТ Р 8.563-96 «ГСИ. Методики выполнения измерений», представляется целесообразным разработать Типовую методику выполнения измерений потерь электроэнергии в электрических сетях энергоснабжающих организаций.
Это позволит привести методы выполнения измерений отчетных и расчета технических потерь в строгое соответствие с Законом РФ и с ГОСТ Р 8.563-96, повысить объективность оценки погрешностей потерь электроэнергии и, в конечном счете, более обоснованно подойти к выбору мероприятий по снижению потерь.
Наконец, последние 30–35 % коммерческих потерь, обусловленных неодновременностью оплаты коммунально-бытовыми потребителями за электроэнергию, ручным съемом показаний электросчетчиков, неумышленными ошибками в снятии показаний, можно снизить за счет повышения уровня работы с потребителями, эффективности их обслуживания, активной пропаганды в средствах массовой информации важности решения проблемы снижения потерь в сетях для уменьшения уровня тарифов на электроэнергию.Одним из главных условий реального внедрения мероприятий по снижению потерь электроэнергии, особенно связанных со снижением уровня хищений электроэнергии, является создание соответствующей нормативно-правовой базы. Отсутствие в настоящие время утвержденных нормативных документов, в первую очередь Правил пользования энергией в Российской Федерации, новых документов по снижению потерь электроэнергии в условиях реформирования электроэнергетики, по метрологическому обеспечению измерений электроэнергии значительно осложняет работу энергоснабжающих организаций, часто сводит на нет проделанную работу по выявлению хищений электроэнергии, т. к. находится много «защитников», активно мешающих принять действенные санкции к похитителям. Таким «защитникам» необходимо понять, что рост потерь электроэнергии в сетях не выгоден никому, ни энергоснабжающей организации (т. к. у нее увеличиваются убытки), ни потребителям (т. к. у них в конечном счете вырастут тарифы и воровать придется еще больше).
ОАО «Россети» призванные проводить единую техническую политику в электроэнергетике должны выделять соответствующее финансирование на нормативно-правовое обеспечение снижения потерь электроэнергии, т. к. при его отсутствии убытки от отсутствия этого обеспечения могут очень быстро перекрыть кажущуюся экономию на его создание.
Необходимо сотрудничество ОАО «Россети» и его ведущих научных институтов с Федеральной службой по тарифам, Министерством по налогам и сборам, Минпромэнерго России по вопросам нормирования потерь электроэнергии в электрических сетях, особенно на стадиях формирования новых оптового и розничного рынков электроэнергии, когда еще отсутствует полноценная технологическая инфраструктура этих рынков, отсутствует информационная база для достоверных измерений фактических потерь электроэнергии и расчета нормативных потерь..Необходимо, наконец, сформулировать в УК РФ понятие «хищения электроэнергии», дать ему четкое определение и установить жесткие меры ответственности при их выявлении, что позволит предотвратить вполне возможный их рост с увеличением тарифов на электроэнергию для коммунально-бытовых потребителей.
Расчет полезного отпуска по потребителям в КИС «Феникс»
В данной работе будет рассматриваться расчет полезного отпуска,произведенный в КИС «Феникс».
Данный программный комплекс был разработан специально для ОАО «МРСК-Сибири» - «Алтайэнерго».
КИС ФЕНИКС – трехуровневая кроссбраузерная система с консолидированной БД, автоматизирующая бизнес-процессы основной деятельности сетевых компаний, а именно:
–ввод первичных данных, транспорт э/э, отпуск э/э в сеть, формирование балансов э/э,
–локализация очагов хищения э/э, планирование модернизации сетей э/э, взаимодействие с конечным потребителем.
КИС «Феникс» решает следующие поставленные задачи:
–Фундаментальные задачи, определяемые базовыми нуждами целевой аудитории и требованиями к современным информационным системам, используя инструментыприсущие большинству аналогов;
–Задачи повышенной сложности, предоставляя уникальную функциональность характерную только предлагаемому программному продукту
Основные задачи:
–Автоматизация бизнес-процессов организации в единой информационной среде;
–Консолидация данных, получаемых из разрозненных источников и географически удаленных объектов, в единой базе данных;
–Стандартизация отчетности;
–Оперативность ввода первичной информации;
–Повышение эффективности контроля над деятельностью персонала;
–Повышение достоверности данных, получаемых с приборов учета э/э;
–Обоснованное формирование расчетных величин;
–Повышение контроля качества предоставляемой потребителю услуги (анализ технических потерь э/э);
–Размещение бизнес-логики на сервере БД;
–Отложенное выполнение задач;
-Автоматическое сохранение состояния системы;
–Прогнозирование формируемых величин;
–Персонализация интерфейса (стилевые решения, наборы меню, конструктор форм);
–Наличие инструментов администрирования, аудита и разграничения прав доступа;
–Интеграция с другими ПК и ИС (автоматизированные ИИС коммерческого учета э/э, Геоинформационные системы, программы графов со схемами электрическойсети подстанций и линий, диспетчерские программы и пр.).
Специфические задачи:
–Создание информационных сервисов с обратной связью для конечных
потребителей (повышение социальной значимости);
–Отображение расхода мощности потребления во времени в разрезе точек учета;
–Повышение мотивации и оценка эффективности деятельности персонала;
–Гибкие инструменты по формированию отчетности, в том числе с открытым синтаксисом запросов;
–Гибкие инструменты по формированию алгоритмов поведения системы (изменение бизнес-логики);
–Возможность изменения работы модулей приложения и поведения системы в режиме реального времени;
–Оперативность изменения функциональности приложения;
–Быстродействие системы (в части формирования расчетных величин и отчетности);
–Создание возможности повсеместного сохранения документов (любого формата)прикрепленных к объектам, используемым в системе (каждая форма ввода данных, в том числе по еще не существующим атрибутам);
–Оптимизация физических бизнес-процессов за счет изменения логики приложения и внедрения новых технологий (Автоматическое распознавание рукописного текста, целевое планирование осмотра приборов учета и посещения потребителей и пр.);
–Постановка задач пользователям с возможностью обязательного предоставления отчетности и контролем исполнения;
–Массовая рассылка пользователям (почта и смс-уведомления) с уведомлением о выполнении назначенного задания (проведение расчетов, формирование отчетности) с вложениями (отчетностью);
–Повышение отказоустойчивости, уведомление потребителей о плановых/аварийных отключениях э/э (почта и смс-уведомления);
–Интерактивная справка для пользователей с видеоинструкциями;
–Более совершенные алгоритмы формирования объемов отпуска э/э в сеть иобоснованное прогнозирование планируемого отпуска;
–Перспектива создания новых интерфейсов без дублирования логики (приложения для Android, iOS, работающие с существующими web-службами, единой БД).
Функциональность КИС ФЕНИКС:
–Ведение нормативно-справочной информации;
–Ведение коммерческих и технических точек учета;
–Ведение договоров и лицевых счетов потребителей;
–Ведение информации об энергообъектах, энергооборудовании, топологии сети;
–Ведение претензионно-исковой работы (претензии, иски, безучетное потребление);
–Ведение информации о приборах учета э/э (история, планирование обходов и госповерки);
–Сбор, обработка и ввод данных о передачи/потреблении э/э и потребляемой мощности;
–Детализированный расчет объемов отпуска э/э в сеть по определяемому алгоритму;
–Формирование балансов электроэнергии;
–Выявление и локализация очагов хищения электроэнергии;
–Обоснование и планирование модернизации/изменения сетей (строительство подстанций, КТП, модернизация воздушных линий, увеличение мощностей и пр.);
–Формирование отчетности (в том числе гибкий инструмент формирования собственной отчетности);
–Интеграция с информационно-измерительными системами и программнымикомплексами, в том числе АСКУЭ (Матрица, Меркурий, Пирамида, МИР, РИМ, РТП-3, SAP:ТОРО, ГИС, Modus и пр.);–Информационный обмен с энергосбытовыми организациями;
–Система администрирования и разграничения прав доступа;
–Функциональность индивидуальной настройки интерфейса пользователя;
–Контроль работы персонала, формирование сводной отчетности, мониторинг работы, система аудита;
–Система автоматического распознавания показаний обходных листов;
–Потребительский интерфейс с возможностью подачи заявки/претензии;
–Рассылка SMS-уведомлений при аварийных или профилактических отключениях э/э;
–Формирование получасового расхода мощностей, предоставление информации потребителю;
–Ведение информации о социальной значимости потребителей и определение приоритетности устранения аварии, отключения э/э на основании суммарнойвеличины социальной значимости потребителей в разрезе схемы сети.
–Гибкие аналитические инструменты для контроля над деятельностью предприятия и персонала.
Состав и архитектура информационной системы.
Информационная система имеет трехуровневую структуру:
–Клиент (браузер с поддержкой SilverLight 5.0);
–Web-сервер (содержащий сервисы обращения к данным и определения пользовательского интерфейса);
–Сервер БД (MS SQL 2012).
Создание КИС ФЕНИКС осуществляется исключительно силами разработчиковрасполагающихся на территории Алтайского края. В качестве среды разработки используется MS VisualStudio 2010.Пройдя аутентификацию пользователь получает доступ к функциональности, определенной ему соответствующими ролями в системе разграничения прав доступа.
Автоматизация бизнес-процесса по сбору показаний приборов учета.
Процесс сбора и внесения показаний в БД состоит из распечатки плановогообходного листа с маршрутом и реестром приборов учета, в котором ручкой заполняютсяпоказания приборов с датой совершения обхода, а затем эти данные вручную вносятсяпользователем в систему. При этом процесс внесения данных занимает у оператора около 30% рабочего времени.Интеграция КИС ФЕНИКС с ABBYY FlexiCapture (решение для потокового ввода данных с бумажных носителей от компании ABBYY) и разработка интуитивно понятного модуля с распознаванием рукописного текста, позволяет сократить время оператора на ввод данных от 3 до 10 раз. Текущий процесс исключает ручной ввод: листы с показаниями пачками сканируются поточным сканером, изображения передаются на сервер, где автоматически распознаются и загружаются в систему, а затем частьнеуверенно распознанных символов проходит обработку оператором (все трудозатраты уходят исключительно на верификацию данных и составляют небольшой процент от общего рабочего времени).
Личный кабинет потребителя - пользовательское приложение фактически представляет собой отдельную информационную систему, функционирующую по тем же принципам, но с отдельной БД, что в свою очередь обуславливается требованиями безопасности и быстродействия.
Предполагается, что с момента запуска системы с интерфейсом потребителя, в отделениях организации, с письменного согласия на обработку персональных данных,можно будет получить свой идентификатор (логин и пароль) для авторизации и работы в системе.Клиенты, по причине использования приложения вне корпоративной сети, будут осуществлять работу по протоколам SSL, обеспечивающим надежную защиту данных от несанкционированного доступа.
Приложение включает следующую функциональность:
–Мониторинг операций по прибору учета (Обходы, включения/отключения, снятия/постановки, госповерка, уведомления, акты);
–Подача претензий, заявок на подключение, замену прибора учета;
–Подача показаний в систему город (интеграция);
–График расхода мощности за сутки/месяц; Блок новостей;
–Информацию об абоненте, в том числе номер мобильного телефона для SMS-уведомлений;
–Контактная информация, в том числе телефон специалиста закрепленного за абонентом (инженер-инспектор, оператор);
–Классификация значимости и уведомление (почта, sms)Все потребители с точками учета классифицируются по категории социальной значимости и группируются по элементам схемы сети (линии, подстанции).
АСКУЭ и «расход мощностей»
Интеграция с автоматизированными системами контроля и учета э/э позволяет не только вести качественный учет э/э в режиме реального времени, фиксировать неучтенное потребление э/э, ограничивать транспорт э/э, но и предоставляет детальную информациюо расходе мощности конкретной точки учета. На практике, предоставление инструмента аналитики позволяет сократить незапланированное потребление э/э.
5 Определение и особенности АСКУЭ PLC
Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учёта электроэнергии — совокупность аппаратных и программных средств, обеспечивающих дистанционный сбор, хранение и обработку данных об энергетических потоках в электросетях.
В настоящий момент существует острая потребность в недорогой, простой в обслуживании, надёжной и функциональной АСКУЭ для бытовых потребителей.
Задача создания такой АСКУЭ осложняется двумя факторами – большим количеством узлов учёта конечных потребителей и рассредоточением их на значительной территории, что существенно затрудняет доступ к ним через ставшие традиционными каналы передачи данных типа витая пара и интерфейс RS485.
Характерные особенности АСКУЭ PLC-контроль потребления электроэнергии осуществляется непосредственно по самой распределительной силовой сети 0,4 кВ, т.е. применена технология PLC как наиболее отвечающая критерию снижения себестоимости точки учёта вследствие отсутствия необходимости в специальных каналах связи с отдельно взятым электросчетчиком.
Сегодня возможны 2 варианта формирования системы сбора информации. Оба варианта предполагают употребление определённого типа оборудования PLC-связи (PLC-I и PLC-II). PLC-I при этом в большей степени ориентировано на создание АСКУЭ для бытовых потребителей, при этом основным мерилом в данном случае выступает стоимость учетной точки. PLC-II обладает большей функциональностью. Итак, АСКУЭ, которая спроектирована на базе PLC-I выполняет в основном статистические функции (сбор и обработку данных за определенное время), на основании их проводятся и анализ, и расчет. АСКУЭ, которая сформирована базе системы PLC-II кроме возможного учёта статистического с легкостью выполняет и оперативно-измерительные работы, то есть в режиме реального времени отслеживает, как потребление, так и качество энергетических носителей. АСКУЭ на базе оборудования PLC-II позволяет решать следующий круг задач:
–Дистанционное получение в автоматическом или ручном режимах от каждого узла учёта сведений об отпущенной или потреблённой электроэнергии.
–Расчёт баланса поступления и потребления электроэнергии с целью выявления и ликвидации потерь.
–Применение санкций против злостных неплательщиков путём ограничения допустимой мощности нагрузки или полного отключения энергоснабжения.
–Контроль параметров электросети с обнаружением и регистрацией отключений сетевого напряжения и отклонений параметров электросети от заданных уставок.
–Обнаружение фактов несанкционированного вмешательства в работу приборов учёта или изменение схем включения в электросеть.
–Анализ технического состояния или отказов приборов учёта.
–Подготовку отчётов об электропотреблении.
–Экспорт отчётов в биллинговые системы.
Преимущества использования оборудования PLC-II
Простая инсталляция системы. Инсталляция заключается в установке счётчиков и концентраторов, причём счётчики устанавливаются согласно типовым схемам включения и не требуют сложного конфигурирования.
Низкая стоимость точки учёта. Вследствие отсутствия специальных каналов связи между счётчиками и УСПД составляющих существенную долю в конечной стоимости АСКУЭ при использовании оборудования PLC-II стоимость точки учёта стремится к стоимости отдельного счётчика
Отсутствие ограничений по расстоянию. Каждый узел учёта является ретранслятором информационных пакетов.
Надёжная передача данных по силовой сети 0,4 кВ. PLC модемы концентраторов и счётчиков автоматически выбирают для передачи одну из 5-ти частот наиболее свободную от сетевых помех.
Управление мощностью и лимитом энергии. Позволяет дистанционно ограничивать недисциплинированных абонентов по мощности и выделенном лимите энергии вплоть до полного отключения электропитания.
Контроль параметров сети. Многофункциональные счётчики могут выступать в роли измерителей показателей качества электроэнергии и фиксировать дату и время выхода контролируемых параметров за заданные уставки.
Контроль технического состояния узла учёта. Отсутствие информации от счётчиков можно интерпретировать как выход приборов учёта из строя или манипуляции со способом включения счётчика в электросеть
Эксплуатация вне помещений. При существующей тенденции выносить узлы учёта за границы домовладений счётчики в зимний период оказываются подвержены воздействию низких температур. При этом затруднено чтение информации с ЖКИ, однако по интерфейсу приём данных происходит без затруднений.
Преимущества организации учета при помощи автоматизированных систем общеизвестны – такие системы многие годы применяются как за рубежом, так и в России на средних и крупных промышленных предприятиях. Кроме функций учета, они также осуществляют контроль и управление электропотреблением. Основной экономический эффект от применения этих систем состоит для потребителя в уменьшении платежей за используемую энергию и мощность, а для энергокомпаний – в снижении пиков потребления и уменьшении капиталовложений на наращивание пиковых генерирующих мощностей. Относительно низкое энергопотребление среднего российского бытового абонента, малый удельный вес «быта» в энергобалансе страны, практическое отсутствие технического обслуживания внутридомовых сетей и их незащищенность от проявлений вандализма, низкие тарифы для населения – делали до последнего времени экономически нецелесообразным простой перенос АСКУЭ промышленных предприятий даже в многоквартирные городские дома, не говоря уже о сельской местности. При существующих тарифах и перекрестном субсидировании они просто не окупали себя в разумные сроки.
Так как в энергобалансе России доля бытового электропотребления до последнего времени не превышала 12% в кВт•часах и 3–4% в рублевом исчислении, то сбору платы за электроэнергию, потребленную на бытовые нужды, не уделялось большого внимания, и он до сих пор осуществляется по принципу самообслуживания.
После ликвидации существующего в России перекрестного субсидирования и доведения тарифов на электроэнергию для бытовых потребителей до уровня себестоимости ее производства доля их платежей в балансе доходов сбытовых компаний существенно увеличится. Одновременно обострятся проблемы неплатежей и воровства электроэнергии. Мировой опыт свидетельствует, что если «быт» приносит более 20% доходов, то энергокомпании вынуждены принимать специальные меры по повышению уровня собираемости платежей от населения. Например, организовывать дистанционное автоматизированное снятие показаний со счетчиков, автоматизировать выписку счетов и т.д. В среднем по России доля платежей населения в суммарном доходе отечественных энергокомпаний в ближайшие 5 лет вряд ли превысит 15%. Однако в некоторых регионах эта доля уже приближается к критической, что, безусловно, приведет к отмене системы самообслуживания и заставит местные энергосбытовые компании заниматься выпиской счетов бытовым потребителям. Способствует этому и тот факт, что наиболее крупные промышленные потребители уходят на оптовый рынок электроэнергии, что резко увеличивает долю бытовых и мелкомоторных потребителей в распределительных компаниях.
Особенности систем АСКУЭ бытовых потребителей с передачей данных по каналам GSM
В настоящее время в различных регионах реализуются программы автоматизированного сбора показаний c приборов учета (AMR-системы и их развитие – AMI-технологии). АИИС КУЭ (автоматизированная информационно – измерительная система коммерческого учета электроэнергии)
РРЭ, использующая GPRS-каналы передачи, может строиться по двухуровневой или трехуровневой схеме, должна соответствовать требованиям системы обеспечения единства времени (СОЕВ) и гарантировать безопасность и надежность передачи данных. Внедрение АИИС КУЭ РРЭ позволяет осуществлять: учет отпущенной электроэнергии, контроль баланса полученной и отпущенной электроэнергии, контроль параметров качества электроэнергии, удаленное конфигурирование счетчиков электроэнергии и УСПД, а также удаленный сбор полной информации со счетчиков по запросу для разрешения конфликтных ситуаций с абонентами.
Типовая двухуровневая структура АИИС КУЭ:
–Верхний уровень – информационно-вычислительный комплекс центра обработки данных (серверы сбора, обработки и хранения данных, автоматизированные рабочие места). В масштабных системах для обеспечения связи с объектами учета между LAN диспетчерского пункта и сетью GSM-оператора организуется VPN-туннель. В простых системах достаточно иметь в диспетчерском пункте компьютер со статическим глобальным IP-адресом и выходом в Интернет;
–Нижний уровень – информационно измерительный, состоящий из приборов и каналов связи. Приборы учета устанавливаются на трансформаторных и распределительных подстанциях, ВРУ мелкомоторных потребителей, ВРУ муниципальных предприятий, ВРУ многоквартирных домов, вводах в индивидуальные дома частного сектора и т.п. Если на объекте устанавливается несколько приборов учета, то они объединяются в сеть по интерфейсу RS-485. GPRS-модем подключается к сети RS-485 и обеспечивает каналы связи для сбора показаний со всех приборов учета. Дополнительные входы модема позволяют организовать охранную и пожарную сигнализацию на объекте. Информация о возникновении нештатной ситуации оперативно передается на диспетчерский пункт по GPRS и одновременно во вневедомственную охрану и/или МЧС с помощью SMSсообщений. 
При необходимости используется трехуровневая схема построения АИИС КУЭ, в которой на энергообъекте или в центре дополнительно устанавливается УСПД. 
5.1 Типовая схема построения АИИС КУЭ РРЭ
Типовая схема построения включает в себя установленные на объектах шкафы энергоучета (в состав шкафа входят электросчетчики, модемы, устройства коммутации, GSM-антенна – целесообразно использовать вандалозащищеннуюдвухдиапазонную антенну, установленную на верхней крышке шкафа) и центра обработки данных (серверы, рабочие места и т.п.). 
На рисунке представлена схема построения АИИС КУЭ РРЭ, реализованная в ООО «Волгаэнергоприбор», г. Самара. Двухуровневая АИИС предназначена для коммерческого и технического учета электроэнергии розничного рынка отпущенной электроэнергии с распределительных и трансформаторных подстанций (РП, РТП, ТП, РУ) сетей 6–10/0,4 кВ. Дополнительно планируется измерение состояния питающей сети и нагрузки (мгновенные значения), измерение температуры, контроль доступа к объекту, пожарная сигнализация, дистанционное отключение нагрузки. 
В модемах, установленных в шкафы энергоучета, используются SIM-карты с дешевыми и распространенными тарифами (динамические локальные IP-адреса). Модемы автоматически устанавливают связь с центром обработки и поддерживают устойчивость соединения. В зависимости от особенностей применения пользователь может оптимизировать соотношение времени восстановления соединения (надежность) и стоимости (трафик). 
В центре обработки данных установлено программное обеспечение AnComServer_RM, обеспечивающее связь со всеми модемами и использующее статический публичный IP-адрес. При этом желательно (а в больших проектах обязательно) использовать VPN-туннель между GSM-оператором и центром обработки. Сервер поддерживает простое подключение функционального программного обеспечения энергоучета (в том числе OPC-серверов и SCADA-систем), охранно-пожарных систем и технологических программ для дистанционной настройки модемов и анализа радиообстановки в пунктах энергоучета. 
В АИИС КУЭ РРЭ, построенных на базе модемов AnCom RM/D, обеспечиваются:
–Законченное решение для канала связи: модемы AnCom RM/D на нижнем уровне и ПО AnComServer RM на верхнем уровне;
–Соответствие требованиям СОЕВ;
–Надежность и безопасность канала передачи;
–Расширенные функциональные возможности. 
Законченное решение на базе AnCom RM/D и AnComServer RM обеспечивает:
–Автоматическая установка и поддержание устойчивой работы канала передачи данных между модемами (SIM-карты с дешевыми динамическими локальными IP-адресами) и компьютером, подключенным к Интернету (статический глобальный IP-адрес, желательно VPN-туннель);
На нижнем уровне: 
–Интерфейсы RS-232C и/или RS-485; 
–Каналы системы измерения и управления;
На верхнем уровне: 
–Простое подключение функционального ПО, выступающего в роли TCP-client (в том числе OPC-серверов);
–Каждый модем в виде четырех IP-портов (данные UART1 и UART2, СИУ, технологический); 
–Встроенная в Server RM поддержка идентификаторов и протокола ATSWP. 
АИИС КУЭ должна обеспечивать соответствие требованиям к СОЕВ (система обеспечения единства времени) с точностью ± 5 с/сутки. За коррекцию времени в группе счетчиков обычно отвечает УСПД, которое с заданной периодичностью получает информацию о времени от сервера точного времени или приемника GPS/ГЛОНАСС. Использовать для синхронизации GPRS-канал, имеющий случайную задержку доставки пакетов от 3 до 30 с, нельзя. В системах, использующих модемы AnCom RM/D, коррекция времени в счетчиках и УСПД нижнего уровня может осуществляться системой верхнего уровня с использованием кратковременного перехода модема с GPRS на CSD-канал (задержка доставки 0,3–0,5 с, что соответствует требованиям к СОЕВ). 
Безопасность канала передачи обеспечивается:
–На уровне SIM-карты – идентификатор абонента (IMSI), ключ аутентификации (Ki), алгоритмы шифрации (A8) и аутентификации (A3), PIN-код доступа;
–На уровне модема – идентификатор IMEI, алгоритм шифрации A5;
–На уровне установления соединения – аутентификация по номеру абонента, дополнительные идентификаторы;
–Шифрация данных при передаче от модема до SGSN (обслуживающий узел), алгоритм GEA1, 2, 3;
–Криптографическая шифрация на уровне VPN (виртуального канала).
Надежность канала передачи обеспечивается:
–Резервированием каналов передачи: 
–На уровне операторов GSM-связи (две SIM-карты, обеспечение автоматического перехода на резервный канал и возврата на основной при его восстановлении); 
–С помощью услуги, обеспечивающей переход с GPRS/EDGE на CSD и использование дублирующих SMS-сообщений;
–Встроенным аппаратным перезапуском при системных зависаниях, в том числе у GSM-оператора (независимый сторожевой таймер);
–Контролем нештатных ситуаций в процессе работы с обеспечением максимально быстрого восстановления соединения, в том числе за счет перезагрузки или перехода на резервный канал. Контролируются сбои SIM-карты, уровень GSM-сигнала, регистрация в GSM/GPRS-сети, сбои в сети оператора связи, передача данных через TCP/IP сокет, активность на порту данных, тестовые Ping-сообщения и т.п. 
Дополнительные возможности:
–встроенный в модем протокол ATSWP поддерживает:
– «склеивание» пакетов на стороне приема – позволяет считывать данные со счетчиков электроэнергии и УСПД, использующих протоколы на базе ModBus, которые не допускают разрыв пакетов в канале передачи;
–Удаленное конфигурирование модемов – существенно упрощает ввод системы в эксплуатацию и ее дальнейшее обслуживание;
–Независимые потоки данных для нескольких интерфейсов (встроенный маршрутизатор) – дает возможность использовать модем для передачи данных от нескольких систем, например АСКУЭ (основной интерфейс RS232C или RS-485), телемеханики и телеметрии (дополнительный интерфейс RS-485), охранно-пожарной сигнализации (встроенная система измерения и управления);
–Локальный и удаленный Netmonitorрадиообстановки – упрощает инсталляцию модемов на объектах: позволяет выбрать место установки GSM-антенны, провести анализ окружающих GSM-сот и доступности GPRS-связи, что облегчает выбор оператора связи, предоставляющего наилучшие условия работы в точке установки модема;
–Расширенные до 64 Кб внутренние буферы данных – разрешает применять его в системах с «трехпроводным» интерфейсом (только RxD, TxD и GND) и существенно увеличивает реальную скорость передачи;
–Модернизацию встроенного ПО у пользователя;
–Варианты исполнения модема с встроенной системой измерения и управления: 8 универсальных аналого-цифровых входов, 3 выхода, термометр, источник 12В/100мА;
–Технологическое ПОв комплекте поставки: настройка, тестирование, удаленное конфигурирование, TCP/IP-шлюз, Netmonitor, взаимодействие с СИУ, сервер на два порта и т.п. 
Беспроводной GPRS-модем AnCom RM/D является важным элементом современной распределенной системы АИИС КУЭ розничного рынка электроэнергии. Обеспечивая в системе надежную связь, GPRS-модемы позволяют объединить сотни и тысячи удаленных приборов учета в единую информационную сеть. Использование GPRS-модемов AnCom RM/D в автоматизированных системах учета позволяет в реальном масштабе времени получать достоверную информацию о потреблении энергоносителей, устранить влияние человеческого фактора, предотвратить аварийные ситуации, следить за техническим состоянием приборов и помещений и, как следствие, в целом повысить экономический эффект от применения приборов учета. 

5.2 АСКУЭ бытовых потребителей
Задача внедрения систем АСКУЭ бытовых потребителей приобретает на сегодняшний день всё большую актуальность. Это связано с постоянным ростом тарифов на электроэнергию и как следствие учащением фактов неплатежей и хищения электроэнергии.
Речь идёт о поквартирном учёте в многоэтажных жилых домах, а также об учёте в домах частного сектора, коттеджных посёлках и гаражах. При организации учёта бытовых потребителей на объектах возникает традиционный набор проблем:
–Большое количество приборов учёта (речь может идти о десятках и сотнях тысяч точек учёта);
–Большой объём монтажных работ, связанных с установкой приборов учёта и прокладкой линий связи;
–Сложность организации хранения, обработки и анализа большого количества показаний;
–Низкая оперативность сбора показаний с большого количества территориально удалённых приборов;
–Большие финансовые вложения на развёртывание системы.
Можно выделить следующие типовые варианты организации АСКУЭ бытовых потребителей:
Приборы учёта, входящие в состав информационной системы, установлены в квартирах абонентов и во вводных распределительных устройствах (ВРУ). Задача заключается в ежемесячном анализе расхода энергии по каждой точке учёта. Иногда (раз в 3 месяца) требуется считывать с приборов текущие показания, которые используются энергосбытовыми организациями в качестве контрольных. Такому варианту учёта обычно сопутствуют задачи удалённого управления электросчётчиками: централизованная смена тарифного расписания и ограничение нагрузки потребителей.
–Приборы учёта, входящие в состав информационной системы, установлены только во вводных распределительных устройствах (ВРУ) многоквартирных домов и на отходящих фидерах трансформаторных подстанций 0,4 кВ. Первая задача актуальна для сетевых компаний, она заключается в оперативном сборе со счётчиков, установленных в подстанциях на отходящих фидерах, полного набора показаний, включающего профиль нагрузки и параметры электросети: токи, напряжения, мощности, cosφ, частоту и др. Вторая задача актуальна для энергосбытовых компаний и заключается в ежемесячном опросе счётчиков, установленных в ВРУ домов.
Главной технической проблемойАСКУЭ бытовых потребителей является организация каналов связи с каждым электросчётчиком из центра сбора данных.
–Самым надёжным способом на сегодняшний день является прокладка по стоякам дома кабелей для подключения каждого счётчика по интерфейсу RS-485/CAN. Шина, к которой подключены счётчики, подводится к ВРУ, рядом с которым устанавливается УСПД и каналообразующее оборудование;
–Гораздо менее надёжной альтернативой первому способу является применение PLC технологии, предложенной фирмой «Инкотекс». Решение заключается в том, что счётчики объекта автоматизации объединяются в PLC сеть, передающей средой которой являются силовые линии переменного напряжения 220В;
–Альтернативой PLC сети являются сети, образованные устройствами передачи данных по радиоэфиру в диапазоне ISM (частота 433 МГц). Такое решение было предложено ФГУП Нижегородский завод им. М. В. Фрунзе (НЗиФ).
Все три решения находятся в одном ценовом диапазоне, но имеют ряд существенных различий в объёмах наладочных работ, удобстве эксплуатации и стабильности работы. Рассмотрим три описанных выше подхода подробнее:
Наиболее часто в проектах автоматизации учёта электроэнергии бытового сектора, с участием специалистов фирмы «Аналитика» использовались однофазные счётчики активной энергии ЗАО «Инкотекс» Меркурий 200 с интерфейсом CAN и счётчики ФГУП НЗиФ СЭБ-2А.07, СЭБ-2А.08, СЭБ-1ТМ.02 с интерфейсом RS-485. Для учёта электроэнергии на вводе в дом использовались счётчики ЗАО «Инкотекс» Меркурий 230 и счётчики ФГУП НЗиФ ПСЧ-3TA.07, ПСЧ-4ТМ, СЭТ-4ТМ.02. Все эти счётчики поддерживаются системами фирмы «Аналитика». Большим неудобством использования счётчиков Меркурий 200 является нестандартная реализация фирмой «Инкотекс» CAN интерфейса. Для данной реализации CAN практически отсутствуют преобразователи интерфейса в RS-232/RS-485/Ethernet. Это вызвало необходимость заказать изготовление такого преобразователя у третей фирмы. Сама фирма «Инкотекс» подобные преобразователи серийно не выпускает.
Обвязка кабелем счётчиков в доме возможна при наличии следующих условий:
–дом построен по современному проекту, в котором предусмотрена прокладка коммуникационного кабеля и объединение счётчиков в единую сеть;
–счётчики установлены в щитах на лестничных площадках или в тамбурах (не в квартирах).
Обвязка счётчиков, расположенных непосредственно в квартирах абонентов, весьма проблематична. Как правило, жильцы не соглашаются на проведение в собственной квартире работ по прокладке кабеля и подключению счётчика.
имеется два законченных, готовых решения для автоматизации учёта многоквартирных домов, где приборы учёта обвязаны проводными линиями:
–«Integrity DH» - упрощенная система, рассчитанная на массовую установку в организациях типа ДУК, ТСЖ, ЖСК, реализующая необходимый и достаточный набор функций учёта. Упрощение заключается только в программном обеспечении верхнего уровня: интерфейс рассчитан на пользователей с низким уровнем подготовки; работы по установке, настройке и обслуживанию сведены к минимуму; на компьютере не ведётся долгосрочное хранение показаний – непосредственно после опроса они отображаются в виде отчётов и сразу передаются в биллинговые системы. Тем не менее, показания в течение достаточно долгого периода сохраняются в энергонезависимой памяти полнофункциональных контроллеров-концентраторов и могут быть в любой момент представлены в виде отчётов по команде пользователя и повторно переданы в биллинг. Такой подход позволяет предлагать заказчикам «Integrity DH» по достаточно привлекательным по меркам бытовых АСКУЭ ценам. При этом заказчик не несёт дополнительных расходов на обслуживание системы и найму высокооплачиваемых специалистов по эксплуатации.
– «Integrity» - полнофункциональная система, рассчитанная на полную автоматизацию большого количества точек учёта (более 15 000), интеграцию с биллинговыми системами, предназначенная для установки в энергосбытах.
«Integrity DH» позволяет:
–использовать для передачи данных каналы связи GSM/GPRS, GSM/CSD, Ethernet. Контроллеры – концентраторы «Integrity» имеют встроенный вход Ethernet и порт DB-9 для подключения модемного оборудования с интерфейсом RS-232.
–организовать резервирование каналов связи (например, одновременно использоваться GPRS и Ethernet), таким образом, выполняя технические требования многих энергосбытовых организаций;
–организовать сбор данных с 400 бытовых счётчиков одним контроллером-концентратором «Integrity»;
–использовать различное количество контроллеров «Integrity» и каналов связи; количество точек учёта в системе ограничивается только количеством приобретённых контроллеров-концентраторов «Integrity» и количеством каналов связи;
–организовать дистанционную смену тарифного расписания и индикации счётчиков, а также управление нагрузкой, с возможностью дистанционного наблюдения за ходом выполнения задачи;
–организовать централизованный сбор данных по различным каналам связи без использования базы данных;
–сохранять считанные данные в виде отчётов формата Excel или web-страниц, а также формировать файлы экспорта, в том числе по формам АСКУЭМосэнергосбыт (файлы ASQ) и 80020 (файлы XML);
–автоматически отправлять отчёты и файлы экспорта по электронной почте и выкладывать их в сетевые папки.
Более подробную информацию о возможностях системы «Integrity DH» можно получить из руководства по её эксплуатации.
Полнофункциональная система «Integrity» имеет тот же состав оборудования, что мини система, но комплектуется другим программным обеспечением. Программное обеспечение «Integrity» позволяет:
–производить опрос многофункциональных счётчиков, установленных в ТП 0,4 кВ, для получения следующих данных: показания на начало суток по четырём тарифам и четырём видам энергии; показания на начало месяца по четырём тарифам и четырём видам энергии; текущие показания по четырём тарифам и четырём видам энергии; параметры электросети: токи, напряжения, активные и реактивные мощности, коэффициенты мощности (cosφ), частоту; получасовые профили мощности по четырём видам энергии;
–сохранять показания в центральной базе данных, работающей под управлением СУБД Microsoft SQL Server 2005, рассчитанной на хранение данных по большому количеству абонентов (более 15 000). Под данными абонентов понимается: показания приборов учёта: текущие показания, показания на начало месяца, показания на начало суток по активной энергии прямого направления по четырём тарифам; карточка абонента: ФИО, адрес проживания, лицевой счёт, серийный номер прибора учёта, тип прибора учёта;
–автоматически (по расписанию) либо вручную выполнять задания на опрос;
–автоматически (по расписанию) либо вручную строить отчёты и получать файлы экспорта данных;
–просматривать данные в виде Web-страниц через Internet с помощью обычных Web-браузеров (IE, Opera и т.п.);
–управлять глубиной хранения информации в базе данных;
–хранить и отображать в системе технологические операции по установке/снятию приборов учёта и трансформаторов;
–учитывать технологические операции по установке/снятию приборов учёта и трансформаторов при построении отчётов и файлов экспорта.
Более подробную информацию о возможностях системы «Integrity» можно получить из руководства по её эксплуатации.
Эти решения позволяют эффективно собирать данные с большого количества приборов учёта различных производителей по дистанционным каналам связи, изменять параметры приборов учёта, ограничивать нагрузку потребителей с использованием возможностей счётчиков, строить балансовые отчёты, производить экспорт данных в другие системы, организовывать защищённый просмотр данных через Internet.
Рассмотрим решение c применением PLC устройств ЗАО «Инкотекс» для задачи учёта электроэнергии в бытовом секторе. Речь пойдёт об устройствах, поддерживающих технологию PLC-I.

Рисунок 5.2.1. Вариант реализации с использованием PLC технологии
В состав системы, основанной на применении PLC оборудования фирмы «Инкотекс», входят: счётчики со встроенными PLC модемами (Меркурий 200, Меркурий 201, Меркурий 230), комплект однофазных PLC концентраторов Меркурий 225, концентратор «Integrity» на базе контроллера I7188XAD со встроенным программным обеспечением фирмы «Аналитика», GSM коммуникатор «Integrity» на базе модема Siemens TC65 со встроенным программным обеспечением, программное обеспечение верхнего уровня «Integrity».PLC сеть организуется между счётчиками со встроенными PLC модемами и однофазными PLC концентраторами Меркурий 225. Комплект PLC концентраторов устанавливается в подстанции 0,4 кВ (по одному на фазу). Показания счётчиков поступают в буфер концентратора и остаются в нём до момента вытеснения новыми данными. Показания счётчиков из концентратора могут быть считаны контроллером «Integrity» по интерфейсу RS-485. При развёртывании системы на основе технологии PLC-I фирмы «Инкотекс» нужно учитывать следующие особенности:
–Встроенные в счётчики PLC модемы, работающие в рамках одной физической PLC сети, должны иметь уникальные PLC адреса. PLC адреса можно задать только при помощи специального устройства «Т-модем» и специального ПО фирмы «Инкотекс». «Т-модем» имеет USB интерфейс для связи с компьютером и должен быть подключен в одну силовую сеть с программируемым счётчиком. Программировать PLC адреса счётчикам можно только индивидуально, при этом в PLC сети не должно быть «видно» других счётчиков. Такой вариант подготовки оборудования к работе крайне неудобен, так как требует индивидуального доступа к каждому прибору, гальванически изолированному от других счётчиков.
–Ранние версии PLC концентраторов Меркурий 225 работали нестабильно и могли зависать в ходе работы. При наладке системы нужно прошить концентраторы последней версией встроенного программного обеспечения, загруженного с сайта Инкотекс.
–Качество передачи данных от счётчиков в концентратор сильно зависит от физических параметров силовых линий: длины линии, уровня помех, количества скруток.
–Данные от счётчиков в концентратор поступают через непредсказуемый интервал времени. Под данными понимаются текущие показания приборов учёта (нарастающий итог) раздельно по тарифам.
–Показания, считываемые с PLC концентратора Меркурий 225 в кВт•ч, содержат 4 знака, хотя счётчик отображает на индикаторе показания с пятью знаками. Этот факт делает программное обеспечение верхнего уровня, которое обязано рассчитывать пятый знак самостоятельно, сложным и трудоёмким в реализации. Пользователи такой системы обязаны при конфигурировании счётчиков вводить в систему показания на момент установки.
–При монтаже счётчиков бытовых потребителей, обычно не известно от какой фазы запитана квартира конкретного абонента. Соответственно показания счётчиков, подключенных к разным фазам, могут попадать в разные концентраторы из комплекта, установленного в подстанции. Для получения показаний всех счётчиков объекта учёта возникает необходимость сканирования контроллером «Integrity» каждого концентратора на предмет поиска данных по нужному счётчику.
–Уровня PLC сигнала на одном концентраторе, расположенного в подстанции может быть не достаточно для опроса всех счётчиков объекта учёта. Для решения этой проблемы используются PLC концентраторы в режиме ретрансляции.
–Возможно применение только счётчиков фирмы «Инкотекс». Счётчики других производителей, использующих PLC технологию, не могут быть встроены в такую систему.
–В связи с непредсказуемостью времени прихода данных от счётчиков в концентратор весьма затруднительным является составление методики поверки такой системы при подготовке пакета сертификационных документов.
Специалисты имеют опыт внедрения систем автоматизации энергоучёта на основе технологии PLC-I фирмы «Инкотекс». Применение этих решений всегда осложнено рядом проблем. Однако в некоторых случаях подобные решения работали вполне приемлемо - удавалось добиться устойчивого опроса более 90% от необходимого количества точек учёта.
Рассмотрим решение с применением устройств ФГУП НЗиФ для задачи учёта электроэнергии в бытовом секторе. ФГУП НЗиФ серийно выпускает два типа устройств: радиоадаптеры с интерфейсом RS-485, и GSM коммуникаторы. С помощью этих устройств можно организовать радиосеть для дистанционного снятия показаний счётчиков. В состав системы, основанной на оборудовании ФГУП НЗиФ, входят: счётчики производства ФГУП НЗиФ, радиоадаптеры, GSM коммуникатор «Кедах Электроникс Инжиниринг», модем Siemens MC35, программное обеспечение верхнего уровня «Integrity».
Радиоадаптеры предназначены для использования в режиме прозрачной ретрансляции, либо в режиме оконечного устройства радиосети. За счёт внутреннего протокола, реализованного в коммуникаторе и радиоадаптерах, данные от коммуникатора передаются по радиосети через ретрансляторы и доходят до оконечного адаптера, из которых по интерфейсу RS-485 попадают в счётчик. Ответ счётчика посредством того же внутреннего протокола проходит обратный маршрут и возвращается в коммуникатор. GSM коммуникатор «Кедах» выполняет следующие функции:
–По команде оператора обеспечивает установку на основе GPRS временного дистанционного канала связи с сервером сбора данных;
–Хранит в энергонезависимой памяти таблицу маршрутизации, описывающую однозначную связь между сетевыми адресами счётчиков и идентификаторами радиоадаптеров;
–Хранит в энергонезависимой памяти таблицу, описывающую маршруты передачи данных между радиоадаптерами;
–При получении от сервера сбора данных команды, предназначенной для конкретного прибора учёта, определяет тип протокола (только для счётчиков ФГУП НЗиФ), выделяет в команде сетевой адрес прибора и по нему находит в таблице нужный радиомаршрут; найденный маршрут используется для передачи данных прибору учёта.
В состав АСКУЭ БП входят следующие устройства:
–Счетчики электроэнергии с функцией хранения в энергонезависимой памяти промежуточных значений вычислений, что важно для обеспечения сходимости данных измерения счетчика и системы;
–Устройства сбора и передачи данных (УСПД), выполненные в виде многоканальных электросетевых модемов (ЭСМ) с интерфейсным модулем и контроллером счетчиков, – для считывания, запоминания и передачи по электросети в локальный блок сбора данных показаний приборов учета;
–Локальные блоки сбора данных (ЛБСД), служащие для управления работой электросетевых модемов, считывания из них показаний приборов учета, их накопления и передачи в центральную диспетчерскую, синхронизации «часов» автономных блоков;
–В компьютере центральной диспетчерской (ЦД) осуществляется обработка показаний приборов учета, расчет суммы платежа за потребленные ресурсы, учет социального статуса потребителя, поддержка мультитарифного регулирования, выписывание счетов.
Телеметрический выход счетчика электроэнергии подключен с помощью телеметрического кабеля к входу интерфейсного модуля многоканального электросетевого модема, устанавливаемого в этажном щитке. В электросетевых модемах телеметрическая информация интегрируется, показания привязываются ко времени и фиксируются в энергонезависимой памяти в соответствии с заданной извне программой.
Для передачи в ЛБСД первичная телеметрическая информация преобразуется в ЭСМ в вид, обеспечивающий ее передачу без потери и искажений по электросети. ЛБСД представляет собой автономный модуль с несколькими устройствами для приема и передачи информации. К каждой из трех фаз силовой электропроводки ЛБСД подключен с помощью трех встроенных ЭСМ. Устанавливается ЛБСД либо в трансформаторной подстанции, либо на вводе в здание.
ЛБСД через последовательный интерфейс и телефонный модем передает данные по коммутируемой или выделенной линии на компьютер ЦД. Для децентрализованных систем считывание первичной информации осуществляется непосредственно из ЛБСД с помощью переносного носителя информации, например ноутбука, подключаемого к ЛБСД. Один ЛБСД обслуживает до 2048 счетчиков. Центральная диспетчерская представляет собой аппаратно-программный комплекс регистрации, обработки и отображения информации о потребляемых ресурсах. Логически программное обеспечение ЦД делится на две части: это оперативная связь с ЛБСД и обработка собранной информации. Вся информация, необходимая при работе программы, и информация, предназначенная для передачи в ЛБСД, хранится в базе данных.
При обработке собранной информации программное обеспечение центральной диспетчерской реализует следующие функции:
–Выписка счетов;
–Печатание счетов для каждой квартиры;
–Обоснование счетов;
–Сведение баланса по балансным группам;
–Формирование сводной таблицы потребления за текущий и предшествующие периоды.
Для защиты метрологических характеристик системы от несанкционированных изменений (корректировок) предусмотрены шифрование информации и многоступенчатый доступ к текущим данным и параметрам.

5.3 АСКУЭ бытовых потребителей в России и за рубежом
В России имеется около 10 отечественных разработок систем АСКУЭ БП с использованием PLC-технологии. Наиболее известные из них производятся на Московском заводе электроизмерительных приборов (МЗЭП) и в ИАЦ НТИ «Континиум» (Москва). Десятки уже внедренных «пилотных» проектов подтверждают их работоспособность и эффективность в повышении сбора платежей. Они сертифицированы Госстандартом и внесены в Госреестр измерительных средств. При уровне тарифов для населения 80–90 коп./кВт•час срок окупаемости данных систем у нас составляет, как и в Италии, 3–4 года при капиталовложениях на точку учета (один счетчик) не более 75–100 долларов США. Эти затраты сопоставимы с затратами на внедрение двух-тарифной системы учета с использованием «интеллектуальных» счетчиков, очень популярной во многих регионах России. Однако отметим, что такая система является закрытой, с ограниченными возможностями, а системы, основанные на использовании PLC-технологии, многофункциональны и открыты для постоянного функционального наращивания. Они могут быть легко интегрированы в системы диспетчерского управления жилищным хозяйством, получающие всё более широкое развитие в отдельных городах России. Самым крупным российским проектом в этой области, реализующимся сегодня, является проект в г. Хабаровске. По инициативе администрации края и ОАО «Хабаровскэнерго» создается автоматизированная система учета потребления электроэнергии бытовыми потребителями. Система построена на базе технических средств сбора данных по силовой сети 0,4 кВ фирмы «Континиум» от специально модернизированных для этих целей электронных однофазных счетчиков завода МЗЭП. Проектирование, монтаж и наладка осуществляются хабаровским филиалом ЗАО «Энерготестконтроль». Проект финансируется через тарифную составляющую и имеет срок проектной окупаемости 4 года.
Во многих странах с развитой рыночной экономикой все ранее перечисленные проблемы энергосбытовых организаций решаются путем внедрения АСКУЭ у бытовых потребителей (АСКУЭ БП). В мировой практике подобные системы имеют обозначение «AMR systems» (AutomaticMeterReading – система автоматического считывания показаний счетчиков). Почти все ведущие производители счетчиков много лет работали над созданием простых, надежных и дешевых систем для бытовых потребителей. При разработке таких систем соблюдались два основных подхода: система должна быть окупаемой и обеспечивать повышенную надежность функционирования. В настоящее время такие системы созданы, производятся серийно и широко внедряются во многих странах.
Наряду с пионерами и мировыми лидерами в области использования AMR – США, Канадой, Японией, Францией, Израилем, Германией, Швейцарией и Италией – появилось несколько стран с развивающейся экономикой, верящих в перспективу AMR, например, Украина и Бразилия. В настоящее время наиболее общепринятой техникой связи AMR во всем мире является радиосвязь, а за ней следует технология связи PLC (PowerLineCommunication – связь по низковольтной сети). При этом в Америке приоритет имеет радиосвязь, а в других странах в большинстве случаев – PLC. Широкое применение PLC неудивительно, ведь для технологии AMR необходимы площади покрытия, близкие к 100%, чтобы достигнуть каждого дома или предприятия. Во многих странах единственная среда связи, которая удовлетворяет этому требованию, – электрический сетевой провод.
Технические решения, используемые в системах AMR на базе PLC-технологии, позволяют:
–Сохранить у большинства потребителей дешевые однотарифные электронные счетчики или даже счетчики индукционной системы при условии встраивания в них адаптеров импульсов с передачей данных от них по силовой сети в групповые устройства сбора данных;
–внедрять у каждого потребителя любые тарифные системы, изменяя только программное обеспечение в устройстве сбора данных, без монтажных работ и замены счетчиков;
–Списывать показания счетчиков по многоквартирному дому за несколько секунд дистанционно – не входя в помещения, где они установлены. При этом сами контролеры лишаются возможности изменять показания счетчиков;
–Выявлять хищения электроэнергии, сигнализировать об этом и даже дистанционно отключать неплательщиков.
Системы с передачей информации по силовой сети универсальны и многофункциональны, так как наравне с обработкой информации о потреблении различных видов энергетических ресурсов (тепла, газа, горячей и холодной воды) могут быть легко дополнены и другими функциями, например охранно-пожарной сигнализацией. Это только повышает их эффективность и снижает сроки окупаемости. На постсоветском пространстве в 2005 году разработан проект «Правил приборного учета электроэнергии в Республике Беларусь» [1], который содержит специальный раздел «Учет активной электроэнергии в жилищно-коммунальном хозяйстве и непромышленной сфере», предписывающий потребителям энергии в этих сферах осуществлять учет «в рамках соответствующих АСКУЭ-быт коммерческого учета электроэнергии, реализуемых согласно общим требованиям настоящих Правил». Правила рекомендуют «в качестве каналов связи нижнего уровня (от счетчиков к УСПД) использовать готовую общедомовую питающую электрическую сеть напряжением 0,4 кВ», то есть использование PLC-технологии.
5.4 Основные проблемы работы с бытовым сектором
При организации учёта бытовых потребителей на объектах возникает традиционный набор проблем:
–Большое количество приборов учёта (речь может идти о десятках и сотнях тысяч точек учёта);
–Большой объём монтажных работ, связанных с установкой приборов учёта и прокладкой линий связи;
–Сложность организации хранения, обработки и анализа большого количества показаний;
–Низкая оперативность сбора показаний с большого количества территориально удалённых приборов;
–Большие финансовые вложения на развёртывание системы.
В качестве альтернативы следует рассматривать возможность оснащения счетчиков устройствами для считывания с них показаний на машинные носители информации, а самих контролеров – переносными пультами для осуществления такого считывания.
При доведении уровня тарифов на электроэнергию для населения до фактической ее стоимости произойдет повышение тарифов в 2–3 раза. Для смягчения нежелательных социальных последствий неизбежно придется вводить новые виды тарифов (блочные или ступенчатые – когда стоимость электроэнергии зависит от объема ее потребления, дифференцированные по зонам суток и дням недели и т.п.) и новые системы оплаты за электроэнергию (например, система предоплаты). Однако, если исходить из необходимости строгого соблюдения положений действующего ГК РФ и ФЗ «О конкуренции и ограничении монополистической деятельности на товарных рынках» и «О защите прав потребителей», потребитель сам должен выбирать наиболее выгодный для него тариф (как это делается в большинстве стран с развитой рыночной экономикой). Это неизбежно приведет к появлению в одном многоквартирном доме нескольких различных типов приборов учета и аппаратуры АСКУЭ, что значительно усложнит и удорожит эксплуатацию этих дорогостоящих устройств, обострит вопрос об их сохранности в этажных щитках, а в отдельных случаях потребует нестандартных решений по их размещению, когда они не будут вписываться в стандартные щитки. Каждый раз, когда потребитель захочет поменять свою тарифную систему, необходимо будет демонтировать у него старые приборы и устанавливать новые. Для ликвидации возникающих при этом трудностей необходимо вносить соответствующие изменения и дополнения в нормы проектирования и другие НТД. Массовая выписка счетов для многочисленных бытовых потребителей и необходимость исключения неизбежно возникающих при этом ошибок потребуют максимальной автоматизации процесса.

5.5 Анализ типовых требований к GPRSканалам связи
Канал между приборами учета и центром обработки информации должен быть дуплексным и «непрерывным», т.е. без пунктов промежуточного накопления и обработки информации. Отсутствие прозрачности канала вызывает необходимость сертификации оборудования связи как средства измерения. Наиболее правильным методом построения является применение комплексного решения, когда распределенная сеть модемов поддерживается в центре обработки специальным программным обеспечением (телекоммуникационным TCP-сервером). Это позволяет выделить зону ответственности – «канал связи», а также упростить и стандартизировать обмен с функциональным ПО на уровне TCP/IP.
–Должен обеспечиваться постоянный и «одновременный» доступ ко всем приборам учета с применением пакетной передачи данных на средней скорости 20 Кбит/с. Фактически это означает необходимость применения EDGE («улучшенный» GPRS), так как средняя скорость на GPRS в загруженных сотах составляет примерно 10 Кбит/с, а в EDGE – 30  Кбит/с. 
–Должна быть обеспечена встроенная система безопасности сети. Система безопасности должна строиться на нескольких уровнях:
–Защита SIM-карты от ее использования не по назначению за счет применения автоматического ввода PIN-кода доступа (который хранится в модеме и не доступен для чтения) или специальныхSIMкарт с блокировкой по IMEI первого устройства (надежно, но менее удобно при эксплуатации);
–Использование APN (AccessPointName, имя точки доступа), выделенного GSM-оператором под конкретный проект, с аутентификацией доступа;
–На уровне передачи по радиоканалу между модемом и SGSN (Serving GPRS SupportNode, узел обслуживания абонентов GPRS) применяются алгоритмы шифрации GEA1, 2, 3;
–Участок передачи данных между GSM-оператором и центром обработки должен строиться на базе VPN-туннеля с возможностью применения сертифицированных ФСБ РФ протоколов шифрования – GRE (GenericRoutingEncapsulation), IPIP (IP over IP) и IPSec. Данная услуга предоставляется GSM-оператором;
–Применение дополнительного контроля идентификаторов при установлении TCP/IP сокета и контроль используемых телефонных номеров при CSD-соединении. 
Необходимо отметить, что встраивание в модемы дополнительных средств криптографической защиты регламентируется государственными органами и фиксируется в декларации соответствия. 
–oбеспечение надежности канала передачи:
–резервирование канала связи. Может быть осуществлено на нескольких уровнях:
–обеспечение автоматического перехода на SIM-карту резервного GSM-оператора с автоматическим возвратом на SIM-карту основного оператора. Данный подход целесообразен для систем, требующих повышенной надежности, например имеющих функции управления, так как увеличивает организационно-финансовые затраты;
–обеспечение возможности перехода на CSD-канал при неисправности GPRS/EDGE в рамках одного GSM-оператора – достаточно для большинства АИИС КУЭ;
–обеспечение передачи SMS-сообщений при нештатных ситуациях на входах пожарно-охранных шлейфов;
–обеспечение гарантированной и подтвержденной доставки информации. Фактически данное требование обеспечивается применением TCP/IP;
–контроль напряжения питания и возобновление работы после его восстановления. Модем должен автоматически устанавливать соединение при подаче питания;
–выполнение автоматической перезагрузки в случае возникновения нештатных аппаратно-программных ситуаций. 
Нештатные ситуации могут возникать как при установлении соединения, так и при дальнейшей работе. При установлении соединения модем должен контролировать все его фазы: сбои SIM-карты, уровень GSM-сигнала, регистрацию в GSM-сети, регистрацию в GPRS-сети и установку TCP/IP сокета. При работе должна проводиться самодиагностика оборудования и канала; самодиагностика оборудования и канала связи.
Наиболее действенными алгоритмами контроля являются:
–слежение в модеме за периодом опроса со стороны центра и перезапуск при его нарушении; 
–периодическое формирование и анализ контрольных посылок внутри информационного сокета (при этом посылки должны быть прозрачны для информационного канала пользователя). 
Необходимо отметить, что использование в Windows команды Рing в большинстве случаев неэффективно, так как при этом контролируется наличие в сети IP-адреса и зависший из-за перегрузки сервера у GSM-оператора сокет информационного порта не будет обнаружен. 
Используемые тарифы GSM-оператора должны быть оптимизированы для решения задач АИИС КУЭ.
При выборе тарифного плана необходимо обратить внимание на следующие аспекты:
–Тип предоставляемого IP-адреса:
–Локальный динамический – наиболее распространенный и дешевый;
–Публичный динамический – может использоваться только для связи между двумя модемами;
–Локальный статический – интересен, если модемы будут использоваться в режиме «сервер», предоставляется только в корпоративных тарифах;
–Публичный статический – как правило, не предоставляется;
–Наличие абонентской платы, объем входящего в нее GPRS-трафика и стоимость передачи 1 Мбайт данных;
–Порог округления трафика (чем меньше, тем лучше, но не более 1…2 Кбайт) и период тарификации (чем больше, тем лучше, минута и более). 
(Поясним: при обычной схеме «запрос (например, 32 байт) – ответ (например, 256 байт)» и времени доставки 15 секунд за 1 минуту фактически будет передано 576 байт, а платить придется за 1 Кбайт);
–Тарифицируется ли факт предоставления IP-адреса;
–Блокируется ли SIM-карта после превышения порогового количества установки GSM/GPRS сессий (для получения неблокируемой карты, возможно, надо заключить дополнительный договор с оператором);
–Предоставление выделенного APN, возможность и стоимость организации VPN-туннеля и шифрации в нем данных. Эти услуги, как правило, предлагаются корпоративным клиентам, например: 
– «МТС» – «Телематика», «APN: доступ к корпоративным ресурсам»;
– «Билайн» – «Мониторинг», «Телеметрия»;
– «Мегафон» – «Управление удаленными объектами»;
–Возможность кроме GPRS/EDGE использовать CSD (рекомендуется проверить устойчивость работы и наличие V.110, а не V.32) и SMS для резервирования (и их тарифы);
–Наличие поддержки GPRS/EDGE в предполагаемой зоне применения;
–Отсутствие ограничений на длительность соединения;
–Периодичность и время перезагрузки серверов (применяется для «обрыва» неиспользуемых сокетов);
–наличие скидок для оптовых покупателей. 
Возможность подключения шлейфов охранно-пожарной сигнализации.
Необходимо отметить, что для выполнения данного требования необходимо иметь в модеме не только токовые входы подключения шлейфов, но и встроенный источник питания, как правило +12 В, для питания шлейфов и датчиков. Обязательно должен поддерживаться канал доставки сообщений в центр обработки по инициативе модема (например, GPRS в качестве основного и SMS – в качестве резервного). Метод периодического опроса состояния шлейфов не годится, так как событие «дверь открыта–закрыта» будет потеряно. 
Обеспечение возможности удаленного конфигурирования и управления приборами учета.
Поддержка прозрачного канала (и «склеивание» пакетов на стороне приема), как правило, обеспечивает возможность удаленного конфигурирования и управления. Отдельно необходимо выделить поддержку коррекции времени в приборах учета (не имеющих собственных средств синхронизации, например по GPS) для удовлетворения требованиям СОЕВ (система обеспечения единства времени). Непосредственная коррекция времени по GPRS с необходимой точностью затруднена (в том числе при использовании NetworkTimeProtokol – NTP). Применение эталона времени с передатчика «соты» также затруднительно. Для коррекции можно использовать временный переход на резервный CSD-канал, что обеспечивает точность лучше 0,5 с. 
Возможность подключения к одному модему до 32 счетчиков.
Выполнение данного требования обеспечивается наличием в модеме интерфейса RS-485. 
Наличие технологического программного обеспечения, поддерживающего процессы монтажа, настройки, ввода в эксплуатацию и дальнейшего обслуживания.Выполнение данного требования представляется достаточно значимым, так как без возможности автоматизации ввода настроек в модем, формирования «паспорта» радиообстановки при монтаже антенны, дистанционного изменения настроек и загрузки нового ПО в модем непосредственно на объекте строить и эксплуатировать сети передачи данных, имеющие более 30–40 точек учета, достаточно сложно и неэффективно. 
Рабочий диапазон температур от –40 до +70 °С.
Модемы нескольких производителей имеют рабочий диапазон от –40 до +70 °С. Но необходимо обратить внимание, что обычные SIM-карты формально в данном диапазоне не работают. Исследования в термокамерепоказали, что фактически SIM-карты всех операторов работают до –40 °С. С целью соблюдения формальных ограничений заслуживает внимания применение специального типа SIM-карт (у МТС – «М2М термо» с диапазоном от –40 до +105 °С). 
Требования по безопасности и электромагнитной совместимости.
Все используемые модемы должны иметь декларацию соответствия, зарегистрированную Федеральным агентством связи (на модем, а не только на используемый в нем GSM-модуль), и сертификат соответствия ГОСТ Р (электробезопасность и ЭМС).

5.6 SmartGrid - Интеллектуальные сети
SmartGrid – это название глобальной технологии развития электроэнергетической системы на уровне как планеты, отдельных стран и городов, так и отдельных потребителей электрической энергии. Термин и сама технология родились и на данный момент получили наибольшее распространение в США, однако уже можно уверенно констатировать международное признание этой стратегии на планетарном уровне.
Формально термин SmartGrid был впервые оформлен в 2007 году в законодательном акте об энергетической независимости и безопасности США. Так была названа технология модернизации национальной электроэнергетической системы с целью защиты, контроля и оптимизации энергопотребления всех элементов и участников сети.
Предпосылкой развития SmartGrid является общая планетарная стратегия на снижение энергопотребления, а также обеспечение важнейших потребителей мегаполисов качественным и бесперебойным электроснабжением.
Толчком для развития технологий в США можно назвать глобальные перебои с электроснабжением крупнейших городов США в 90-е годы, так называемые энергетические «блэкауты», когда несколько мегаполисов США остались без электрической энергии. После обследования состояния электроэнергетической системы власти США пришли к выводу, что принципиальная схема управления энергосетями в целом мало изменилась с момента ее создания в начале XX века. Нынешний президент США Обама назвал SmartGrid ключевым фактором повышения энергоэффективности и безопасности американской экономики.
Технологической предпосылкой развития SmartGrid, безусловно, явились прорывные достижения информационных, компьютерных технологий, возможности локальных и глобальных коммуникационных сетей, в том числе Интернета.
По уровню развития SmartGrid в 2012 году находится на этапе перехода от разработки принципиальной концепции, проектирования до создания национальных и международных стандартов, реализации отдельных пилотных, а также ряда промышленных проектов. Пока речь идет о наиболее развитых индустриальных странах.
Появление и развитие концепции SmartGrid является понятным и естественным этапом эволюции электроэнергетической системы, обусловленным с одной стороны явными потребностями и проблемами текущего электрического энергорынка, а с другой стороны технологическим прогрессом, в первую очередь в области компьютерных, информационных технологий.
Действующую электроэнергетическую систему без SmartGrid можно охарактеризовать как пассивную и централизованную, особенно в части последней цепочки – от распределительных сетей до потребителей. Именно в этой части цепочки поставки электроэнергии технология SmartGrid наиболее существенно изменяет принципы функционирования, предлагая новые принципы активного и децентрализованного взаимодействия.
Для понимания основных принципов текущей системы по отношению к принципам функционирования SmartGrid, о которых пойдет речь ниже, рассмотрим пример отдельного здания как конечного потребителя.
В настоящий момент здание с точки зрения взаимодействия с распределительной сетью (110/10/0,4 кВ) является практически полностью пассивным элементом (влияние на качество параметров электросети оставим в стороне, т.к. они существенно не влияют на основной параметр – потребляемую мощность). Это в первую очередь касается влияния здания как потребителя в реальном масштабе времени (т.е. в масштабе текущего месяца, дня, часа, секунды и т.д.) на генерируемую и распределяемую сетью электроэнергию. Здание никак не может влиять ни на объемы электрической мощности, ни на выделенные ресурсы инфраструктуры сети (например, элементы распределительных, трансформаторных подстанций). Более того, сами распределительные сети в большинстве случаев не обладают полной информацией об электропотреблении здания в реальном масштабе времени. Реализация АСКУЭ в этом контексте до сих пор является скорее исключением и используется исключительно в целях коммерческого учета электроэнергии постфактум в рамках ежемесячного интервала.
Коммерческая составляющая взаимодействия, в свою очередь, целиком зависящая от вышеуказанной технологической части, также выглядит пассивной и однонаправленной. Сети в виде энергосбытовых организаций узнают о зданиях и их потребностях только в моменты ежемесячных коммерческих взаиморасчетов, исключая договорные сведения, обновляемые не чаще раза в год. Здания (вернее, потребители в зданиях) платят по фиксированным, централизованным тарифам, распространяющимся на целые районы, города. Тарифы для конечных потребителей изменяются централизованно организационными процедурами с участием государства на длительных интервалах времени. Никакой обратной связи с точки зрения информации о состоянии энергопотребления в здании, возможности взаимодействия, тем более в режиме реального времени, у здания с сетями и тем более централизованными производителями энергии на данный момент нет.
Теперь представьте себе общую картину, в которой крупные производители электроэнергии генерируют и поставляют электроэнергию в объеме, в режимах и по стоимости (!), практически не зависящих от реального состояния электропотребителя в масштабе реального времени. Таким образом, между спросом и предложением отсутствует оперативная связь. С точки зрения надежности функционирования такой сети в условиях дефицита мощности и высоких требований со стороны потребителя такая схема является крайне уязвимой, поскольку не может оперативно выявлять проблемы и реагировать на них на уровне потребителей.
Давайте теперь подумаем о конечных потребителях не только как об отдельных зданиях, но и как о крупных предприятий, районах, городах! Особенно это критически важно для крупнейших мегаполисов с централизованной схемой электроснабжения, когда единые параметры энергоснабжения касаются большого количества разнообразных потребителей и учитывают их индивидуальные характеристики.
Важно отметить, что текущая схема с точки зрения энергоснабжения является полностью однонаправленной, т.е. потребитель только получает электрическую энергию. В последнее время развиваются схемы с аккумуляторами и распределителями энергии, позволяющими накапливать, трансформировать и распределять электрическую энергию между сетями и потребителями. В отличие от текущей схемы, SmartGrid знает о таких элементах и умеет управлять ими. Таким образом, SmartGrid является комплексной технологией, затрагивающей принципы не только взаимодействия участников и устройств, но и распределения самой электрической энергии.
Описанная пассивно-централизованная схема вполне устраивала всех до определенного момента в условиях дешевой электроэнергии, неисчерпаемых возможностей как генераторов энергии, так и распределительных сетей. Однако времена изменились. Рост мегаполисов, увеличение стоимости электроэнергии, требований к качеству электроэнергии, затрат на развитие генерирующей и распределительной инфраструктуры, увеличение риска внешних угроз (терроризм, катаклизмы) явным образом приводит к изменению стратегии развития энергорынка.
Технология SmartGrid характеризуется несколькими инновационными свойствами, отвечающими новым потребностям рынка, среди которых можно выделить следующие:
–Активная двунаправленная схема взаимодействия в реальном масштабе времени информационного обмена всеми между элементами и участниками сети, от генераторов энергии до оконечных устройств электропотребителей.
–Охват всей технологической цепочки электроэнергетической системы, от энергопроизводителей (как центральных, аэс, тэц, гэс, так и автономных дгу, солнечных индивидуальных генераторов, накопителей энергии), электрораспределительных сетей и конечных потребителей.
–Для обеспечения информационного обмена данными в smartgrid предусмотрено использование цифровых коммуникационных сетей и интерфейсов обмена данными.одной из важнейших целей smartgrid является обеспечение практически непрерывного управляемого баланса между спросом и предложением электрической энергии. для этого элементы сети должны постоянно обмениваться между собой информацией о параметрах электрической энергии, режимах потребления и генерации, количестве потребляемой энергии и планируемом потреблении, коммерческой информацией.
–SmartGrid умеет эффективно защищаться и самовосстанавливаться от крупных сбоев, природных катаклизмов, внешних угроз.
–Способствует оптимальной эксплуатации инфраструктуры электроэнергетической системы.
–С точки зрения общей экономики smartgrid способствует появлению новых рынков, игроков и услуг.
–Благодаря современным технологиям smartgrid может применяться как в масштабах зданий, предприятий, так и для обычных домашних электрических устройств, например холодильника или стиральной машины.соответственно, все устройства, входящие в состав smartgrid, должны быть оснащены техническими средствами, осуществляющими информационное взаимодействие.
Основные преимущества SmartGrid–Надежность и качество электроснабжения smartgrid предотвращает массовые отключения, обеспечивает поставку чистой электроэнергии.
–Безопасность smartgrid постоянно контролирует все элементы сети с точки зрения безопасности их функционирования.здесь можно вспомнить как о недавних проблемах с энергоснабжением в московской области в зимнее время, в связи с погодными условиями и обледенением линий электропередач, так и о проблемах в москве жарким летом в связи с пожарами на высоковольтных подстанциях.
–Энергоэффективность снижение потребления электрической энергии.оптимальное потребление приводит к снижению потребностей в генерирующих мощностях.
–Экология и охрана окружающей среды самый главный эффект достигается за счет снижения количества и мощностей генерирующих элементов сети.это ведет, например, к снижению выброса со в атмосферу.
–Финансовые преимущества снижение операционных затрат.потребители имеют точную информацию о стоимости и могут оптимизировать свои затраты на электрическую энергию. бизнес, в свою очередь, может оптимально планировать и формировать затраты на эксплуатацию и развитие генерации и распределительных сетей.
Указанные преимущества касаются всех участников, от конечных потребителей и энергопоставщиков до всего общества в целом.
Продолжим наш пример со зданием, теперь уже с учетом перспективы применения SmartGrid.
Современное здание, оснащенное устройством связи с коммуникационной сетью SmartGrid, может автоматически выбрать режим работы наиболее энергозатратного оборудования (освещение, кондиционирование и приводная вентиляция) в течение недели, с точностью до часа, с учетом оптимального коммерческого тарифа (и потребностей арендаторов), информация о котором была доставлена из местной энергосбытовой компании также по цифровой сети. Соответственно, энергосбытовая компания, имея текущие данные о планируемом энергопотреблении отдельных зданий, может оптимально сконфигурировать свои мощности, в т.ч., например, используя аккумуляторы элеткроэнергии и активные распределительные устройства, закупить необходимую электроэнергию у сетевого поставщика по оптимальным тарифам и т.д. Вся цепочка постоянно обменивается информацией, которая активно используется управляющими элементами для обеспечения сбалансированного графика потребления/генерации и безопасной трансформации и передачи электроэнергии.
Начальный, генерирующей элемент цепи (например, городская ТЭЦ) вместо постоянной генерации максимального количества электрической энергии выдает оптимальную мощность в соответствии с реальным балансом мощности/потребления электроэнергетической системы в текущий момент времени.Для конкретизации приведем еще пример из жизни современного мегаполиса. Современные коммерческие здания, сложные инфраструктурные объекты вынужденно оснащаются большим количеством систем гарантированного и бесперебойного электроснабжения (ДГУ, ИБП), поскольку рабочие системы централизованного городского электроснабжения не могут более гарантировать качественное снабжение сложной инженерной и компьютерной инфраструктуры таких объектов. Затраты на производство, реализацию и эксплуатацию таких специальных систем электроснабжения являются весьма существенными. Применение SmartGrid позволило бы не только сократить такие затраты, но и в отдельных случаях избежать их полностью.
Конечно, задача перехода к технологиям SmartGrid должна являться долговременной стратегией, инициируемой и поддерживаемой на уровне государства. Переход к столь инновационной технологии предъявляет самые серьезные требования как к технической модернизации основных элементов инфраструктуры, так и к изменению правил работы всего рынка. Основным драйвером такого перехода должна быть государственная стратегия повышения энергоэффективности и безопасности электроэнергетической системы страны в целом.
В России пока можно отметить начальный этап ознакомления и формирования первых организационных инициатив по SmartGrid, а также опробования отдельных технических решений. Пока не будет выработана реальная государственная стратегия по отношению к энергоэффективности, о развитии технологий SmartGrid говорить еще рано. Необходимо также учитывать гигантскую протяженность электрораспределительных сетей в нашей стране и недостаточно развитую инфраструктуру. Однако первые инициативы в этой области у нас уже появляются.
Ссылки на технологии SmartGrid были включены, например, в проекты создания технологической инфраструктуры инновационного центра Сколково.
Государственная компания ОАО «Системный оператор Единой энергетической системы», ответственная за контроль и управление электрораспределительными сетями, активно рассматривает SmartGrid и отдельные элементы этой технологии на предмет применения в РФ и уже реализует отдельные пилотные технические проекты.
Как видится, нам необходимо внимательно знакомиться с опытом ведущих стран мира, уже активно пробующих SmartGrid, и делать правильные выводы с учетом нашей вечной российской специфики.
6 Результаты внедрения АСКУЭ “Матрица” на ВЛ-10кВ Л-23-11 Пригородного РЭС
Пригородный РЭС является структурным подразделением производственного отделения Центральные электрические сети филиала ОАО “МРСК Сибири” - “Алтайэнерго”. Штатная численность персонала участка транспорта электроэнергии составляет 12 человек. Количество обслуживаемых точек учета: 19630 бытовых абонентов и 881 юридическое лицо. Пригородный РЭС входит в пятерку крупнейших РЭСов“Алтайэнерго”,
ВЛ-10 кВ, 23-11является одной из самых больших по протяженности, отпуску в сеть, а также потерь электроэнергии как в абсолютном, там и в относительном выражении. Протяженность линии составляет 28,6 км., линия питает электроэнергией 1483 точки учета физических лиц и 29 юридических лиц, расположенных в 3-х населенных пункта (п. Гоньба, п. Казенная заимка, п. Землянуха). На линии установлено 26 КТП 10/0,4 кВ, суммарной мощностью 6,125 МВА, суммарная протяженность ВЛ-0,4 кВ составляет 38,67 км.
Таблица 6.1 – ТЭПы по лини 23-11 за период 2010-2011гг.
Год Отпуск в сеть, кВт.ч. Полезный отпуск, кВт.ч. Фактич. потери
Всего Юр. лица Население кВт.ч. %
2010 8366007 4 199 368 180 783 4 018 585 4 166 639 49,8%
2011 8178492 4 229 368 230 175 3 999 193 3 949 124 48,28%
Как мы видим из технико-экономических показателей отрицательная динамика складывается с каждым годом все больше и больше. Для того чтобы определить причину этих потерь необходимо понимать природу происхождения данных потерь.

Рисунок 6.1 – Результат расчета потерь э/э в ПК РТП-3
Для расчета технических потерь мы используем программный комплекс РТП-3. Для этого предварительно строится схема сети с указанием марок проводов, протяженности участков различных сечений провода, мощностей установленных КТП. После занесения всех параметров линии указывается отпуск электроэнергии в сеть, поступивший на фидер 10 кВ за определенный период, который рассчитывается исходя из показаний приборов учета, расположенных на ячейке. Рисунок 6.1 демонстрирует результаты расчета. Расчет технических потерь в ВЛ-0,4 кВ, рассчитывается по укрупненным параметрам по РЭСу в целом, а затем полученные значения распределяют по линиям в зависимости от количества и протяженности фидеров.Вычитая из значения общих потерь сумму технических потерь электроэнергии в сетях 10 и 0,4 кВ получаем значения коммерческих потерь. Результаты расчета приведены в Таблице 6.2
Таблица 6.2 – Структура общих потерь
Год Фактич. потери Тех. потери Ком.потери
кВт.ч. % кВт.ч. % кВт.ч. %
2010 4 166 639 49,8% 2 412071 28.82 1 754 568 20,98
2011 3 949 124 48,28% 2 327121 29.17 1 622 003 19,11
Невооруженным глазом видно что на данной линии находится огромное коичество коммерческих потерь. Для борьбы с ними было решено установить на этой линии систему АСКУЭ как на техниеских учетах КТП 10/0,4 кВ так и всех конечных потребителей. Программа SmartEMS позволяет вести контроль потребления как суммарно по КТП так и отдельно по каждому абоненту. Так как линия протяженная и в зимнее время на нее невозможно добраться для снятия показаний и обходов лучшим решением является установка системы АСКУЭ “Матрица”.

1 – счетчик электрической энергии; 2 – провод; 3 – идикаторное устройство; 5 – крюк; 6 – колпачок
Рисунок 6.1 – Размещение однофазного счетчика на опоре
Монтаж оборудования АСКУЭ. На границах прописанных в актах разграничения балансовой принадлежности потребителям устанавливаются приборы учеты типа NP523.20D-1Р1ALNI и NP73L.1-1-2 (NP73L.2-5-2).Трехфазные приборы учета и другое оборудование АСКУЭ устанавливаются в шкафах НКУ АСКУЭ. Размещаются трехфазные приборы учета в шкафах на опоре. На рисунках 6.1, 6.2 и 6.3 изображены примеры учтановки данных приборов учета
Рисунок 6.2 – Размещение трехфазного счетчика на опоре

Рисунок 6.3 – Схема подключения основных технических средств АСКУЭ в шкафу НКУ
Вновь установленные приборы учета объединяются в единый комплекс с устройством сбора и передачи, данных типа RTR 512.10-6L/EY производства ООО «Матрица», устанавливаемого в шкафу АСКУЭ, на КТП. В этот же шкаф устанавливается трехфазный счетчик косвенного включения для формирования балансов электроэнергии.
Итого однофазных потребителей: 1098, трехфазных –385, технических точек учета – 26.
Итак, закончив монтаж в июне 2012 года и проанализировав данные потерь по линиям за аналогичные периоды прошлого года было выявлено, что уровень потерь января-марта 2012г. составлял около 43%, итоговые потери за год снизились до 20,6%, а в 2013 году баланс по линии составил порядка 12,45% (Таблица 6.4).
Таблица 6.4 – Итоговые технико-экономические показатели
Год Отпуск в сеть, кВт.ч. Полезный отпуск, кВт.ч. Фактич. потери
Всего Юр. лица Население кВт.ч. %
2010 8366007 4 199 368 180 783 4 018 585 4 166 639 49,8%
2011 8178492 4 229 368 230 175 3 999 193 3 949 124 48,28%
2012 8433126 5 373 541 419720 4 953821 3 059 585 36,28%
2013 7 338774 6 425072 553 951 5 871 121 913 702 12,45%

ЗаключениеНа основе проведенных исследований можно сделать следующие выводы:
–в настоящее время несимметрия напряжения играет огромную роль для конечных потребителей, так как она снижает срок эксплуатации электрических приборов
–использующиеся в настоящее время средства снижения несимметрии в бытовомсектроре имеют узкую целевую направленность, то есть для конкретного электроприемника применяется конкретный тип устройства стабилизации напряжения и снижения несимметрии, который для другого электроприемника уже не применить. Более универсальные средства симметрирования напряжений в трехфазной системе имеют ряд значительных недостатков и, к тому же, являются дольно дорогостоящими.
–разработанное устройство позволяет поддерживать уровень несимметрии напряжений в трехфазной сети в заданном уровне. Применяемая микропроцессорная система не только говорит о быстродействии прибора, но и возможности постоянного усовершенствования прибора, например, для исполнения таких задач как сбор статистических данный о состоянии параметров качества электроэнергии и вывод их на экран. Разработанное устройство способно регулировать сразу несколько параметров качества электроэнергии, при этом его цена значительно меньше предназначенных для тех же задач приборов.
Список использованных источниковШидловский А.К., Кузнецов В.Г. Повышение качества электрической энергии в распределительных сетях с несимметричными нагрузками // Проблемы технической электродинамики: Респ. Межведомственный сборник. – К.: Наукова думка, 1976. - Вып. 59. - С. 3-14.
Агунов, М.В. Определение составляющих полной мощности в электрических цепях с несинусоидальными напряжениями и токами методами цифровой обработки сигналов [Текст] / М.В. Агунов // Электротехника.– 2005.– №7.– С. 45-48
3Милях А.Н., Шидловский А.К., Кузнецов В.Г. Симметрирование однофазных нагрузок в трехфазных цепях. – К.: Наукова думка, 1973. - 219 с.
4Шидловский А.К., Кузнецов В.Г., Николаенко В.Г. Оптимизация несинусоидальных режимов систем электроснабжения. – К.: Наукова думка, 1987. - 176 с..
5Кузнецов В.Г. Устройства повышения качества электрической энергии в низковольтных сетях с нулевым проводом //Электричество. - 1978. - № 10. - С. 6-Ю..6Ковтюх Н.А. К характеристике энергетических процессов при различных способах несинусоидальности // Проблемы технической электродинамики: Республ. Межведомственный сборник. – К.: Наукова думка, 1971. - Вып. 29. - С. 105-108.
7Железко Ю.С. Выбор мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях[Текст]: Руководство для практических расчетов.[Текст] / ЖелезкоЮ.С. – М.:Энергоатомиздат, 1989. – 176с.
8Федий В.С., Ковтюх Н.А. Энергетические показатели циклического симметрирующего устройства // Проблемы технической электродинамики: Республ. Межведомственный сборник. – К.: Наукова думка, 1973. - Вып. 41. - С. 100-107.
9Гриб, О. Г. Микропроцессорная система управления симметрирующим устройством [Текст] / О. Г. Гриб // Устройства преобразования информации для контроля и управления в энергетике. – Харьков, 1988. – C. 54.
10Петров Г.Н. Электрические машины. - М.: Госэнергоиздат, 1963. - Ч. 2. - 413 с.
11Туманов, И. М. Новое поколение устройств для регулирования параметров электроэнергии в трехфазных сетях и на зажимах мощных электротехнологических приемников энергии [Текст] / И. М. Туманов, Е. Г. Гарбуз // Электротехника, 2000. – С. 11-12.
12Шидловский А.К., Мостовяк И.В., Кузнецов В.Г. Анализ и синтез фазопреобразователъных цепей. - Киев: Наукова думка, 1979. - 299 с..
13Шидловский, А. К. Симметрирование однофазных и двухплечевыхэлектротехнологических установок [Текст] / А. К. Шидловский, Б. П. Борисов. – К.: Наукова думка, 1977. – 159 с.
14Гитгарц, Д. А. Симметрирующие устройства для однофазных электротермических установок [Текст] / Д. А. Гитгарц, Л. А. Мнухин. – М. : Энергия, 1974. – 119 с.
15Гриб О.Г., Городецкий Ю.Э. Микропроцессорная система управления качеством электроэнергии для распределенных многомашинных комплексов / Автоматизированные системы управления и приборы автоматики: Республ. межвед. научн.-техн. сб., I 1988. - Вып. 87. - С. 82-86.
16Шидловский А.К., Кузнецов В.Г., Николаенко В.Г. Оптимизация несимметричных режимов систем электроснабжения. – К.: Наукова думка, 1987. - 176 с.
17Кузнецов, В. Г. Устройства повышения качества электрической энергии в низковольтных сетях с нулевым проводом [Текст] / В. Г. Кузнецов // Электричество. – 1978. – № 10. – С. 6-10.
18Ковтюх, Н. А. К характеристике энергетических процессов при различных способах симметрирования [Текст] / Н. А. Ковтюх // Проблемы технической электродинамики: Республ. Межведомственный сборник. – К. :Наукова думка, 1971. – Вып. 29. – С. 105-108.
19Федий, В. С. Энергетические показатели циклического симметрирующего устройства [Текст] / В. С. Федий, Н. А. Ковтюх // Проблемы технической электродинамики: Республ. Межведомственный сборник. – К. :Наукова думка, 1973. – Вып. 41. – С. 100-107.
20Мельников, Н. А. Электрические сети и системы [Текст] / Н. А. Мельников. – М. : Энергия, 1975. – 463 с.
21Петров, Г. Н. Электрические машины [Текст] / Г. Н. Петров. – М. :Госэнергоиздат, 1963. – Ч. 2. – 413 с.
22Мирский, Ю. А. Электропечи за рубежом [Текст] / Ю. А. Мирский. – М. : ЦИНТИ, 1961. – 92 с.

Приложение АМинистерство образования и науки Российской Федерации
федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего профессионального образования «Алтайский государственный технический университет им. И.И. Ползунова»
Кафедра Электроснабжение промышленных предприятий
УТВЕРЖДАЮ
Заведующий кафедрой С. О. Хомутов
подпись и.о., фамилия
« » 2014 г.
ЗАДАНИЕ №08
НА ВЫПОЛНЕНИЕ МАГИСТЕРСКОЙ ДИССЕРТАЦИИ
По специальности Электроэнергетика и электротехника
магистранту группы 8Э-21 Рыбину Алексею Викторовичу
фамилия, имя, отчество
Тема: Контроль качества электрической энергии и снижение общих потерь в распределительных сетях 6-10/0,4 кВс применением интеллектуальных приборов учета
__________________________________________________________________
Утверждено приказом ректора от 21 января 2013 г. № Л-103
Срок исполнения проекта 30 мая 2014 г.
Задание принял к исполнению Рыбин Алексей Викторович
подпись фамилия, имя, отчество
БАРНАУЛ 2014

1 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ
Нормативные документы по расчету потерь электроэнергии,ГОСТ 13109-97 «Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения»


__________________________________________________________________
__________________________________________________________________
2 СОДЕРЖАНИЕ РАЗДЕЛОВ ПРОЕКТА
Наименование и содержание разделов проекта Трудоем-кость, % от всего объема проекта Срок выпол-ненияКонсультант (Ф. И. О., подпись)
1 Структура потерь э/э в электрических сетях. Технические потери э/э 15 01.03.14 2 Методы расчета потерь электроэнергии для различных сетей 15 15.03.14 3 Применение линейки программного комплекса РТП-3 для расчета потерь электроэнергии в распределительных сетях 6-10/0,4 кВ 10 25.03.14 4 Расчет полезного отпуска по потребителям в КИС «Феникс» 5 10.04.14 5 Определение и особенности АСКУЭ PLC 20 25.04.14 6 Результаты внедрения АСКУЭ “Матрица” на ВЛ-10 кВ Л-23-11Пргородного РЭС 25 27.05.14
2 Графическая часть 1 Титульный лист 2 30.05.14 2 Цели и задачи научной работы 2 30.05.14 3 Классификация потерь электроэнергии и мощности в трехфазных электрических сетях 1 30.05.14 4Методы расчета потерь электроэнергии для различных сетей 1 30.05.14 5Программный комплекс РТП-3 4 30.05.14 6Расчет полезного отпуска по потребителям в КИС «Феникс» 2 30.05.14 Определение и особенности АСКУЭ PLC 3 30.05.14 8 Результаты внедрения АСКУЭ “Матрица” на ВЛ-10 кВ Л-23-11 Пригородного РЭС 3 30.05.14 9 Выводы 2 30.05.14 3 НАУЧНО-БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ ПОИСК
3.1 По научно-технической литературе просмотреть РЖ
«Энергетик», «Электрика»
за последние 5 лет и научно технические журналы
«Промышленная энергетика», «Электричество», «Электротехника»
за последние 5 лет.
3.2 По нормативной литературе просмотреть указатели государственных и отраслевых стандартов за последний год.
3.2 Патентный поиск произвести за 10 лет по странам
Российская Федерация
__________________________________________________________________
Руководитель проекта ____________ А.Н. Попов
подпись и. о., фамили

Приложенные файлы

  • docx 7583964
    Размер файла: 595 kB Загрузок: 0

Добавить комментарий