Проводимые с 1992 года экономические реформы в России обусловили существенные изменения структуры управления электроэнергетикой. В этих условиях особое значение приобретает внедрение автоматизированных систем коммерческого учёта электроэнергии (АСКУЭ), анализ внедрения которой и анализируется в данном проекте.

Основная часть системы электроснабжения объектов НГДУ “Чапаевскнефть” представлена на 1.1.

Основными потребителями электроэнергии НГДУ Чапаевскнефть являются объекты механизированной добычи нефти (станки-качалки и погружные электродвигатели), промысловые нефтеперекачивающие станции, насосные станции системы ППД.

Согласно договора электроснабжения № 117/238/2 от 01.12..1999 г. м. ОАО Самаранефтегаз и ОАО Самараэнерго годовой отпуск электроэнергии Абоненту - НГДУ Чапаевскнефть определен в размере 92000 тыс. кВт.ч. Анализ показателей электропотребления позволяет сделать вывод о том, что в целом по добыче нефти НГДУ Чапаевскнефть имеет место тенденция к сокращению удельного расхода электроэнергии, что является следствием организационных энергосберегающих мероприятий, проводимых в НГДУ. Вместе с тем представляется, что предприятие так же имеет резервы энергосбережения. Одно из возможных направлений энергосбережения связано с необходимостью выравнивания графика нагрузок, упорядочиванием электропотребления . Учет потребления и отпуска электроэнергии в НГДУ Чапаевскнефть ведется с помощью индукционных счетчиков активной и реактивной энергии, установленных в точках учета счётчиками активной и реактивной энергии типа СА4У-И670 и СА4У-И670R. Недостатками указанного типа счетчиков являются: значительная погрешность измерения, особенно при малой нагрузке (менее 5 % от номинальной);
наличие самохода счетчика;
необходимость обогрева счетчика в холодное время года;
большая погрешность при снятии показаний с механического циферблата;
отсутствие возможности объединения счетчиков в единую автоматизированную систему контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ).

В настоящее время большинство Российских предприятий производит оплату за электроэнергию по двуставочному тарифу. По этому тарифу предприятие платит за каждый киловатт максимальной мощности, участвующей в максимуме нагрузки в энергосистемы (основная ставка), и за каждый киловатт-час отпущенной потребителю активной энергии (дополнительная ставка).

Применяемые на данный момент в России тарифы относительно просты благодаря существенным субсидиям в прошлом. Но существуют и другие тарифы-дифференцированные во времени суток или по сезонам, что наглядно демонстрирует, что потребителю чрезвычайно выгодно снижать нагрузку в часы, когда тариф в энергосистеме максимальный (

Дифференцирование тарифов на электроэнергию решает принципиально важные в рыночных условиях задачи: установление связи м. её стоимостью и фактическими затратами на производство и распределение;
ограничение монополии производителей и субъектов, предоставляющих услуги по передаче электроэнергии;
повышение надежности электроснабжения; привлечение потребителей для управления собственной нагрузкой и графиком нагрузки энергосистемы;
обеспечение социальной защищенности населения;
стимулирование энергосбережения и др.

Основные слагаемые эффекта от выравнивания графика нагрузки являются:
выравнивание графика дефицита и графика закупок электроэнергии;
уменьшение объемов внешних закупок электроэнергии;
снижение максимальных нагрузок в распределительных сетях и уменьшение потерь электроэнергии;
стимулирование работы потребителей по энергосбережению и изменению режимов своей работы в интересах региона и АО-энерго.

Дифференцирование среднего тарифа по зонам суточного графика энергосистемы проводилось с целью получения экономического эффекта как у производителя, так и у потребителей.

В соответствии с планами экономической программы правительства Российской Федерации на конец 2000-2001 предполагается создание свободного рынка электроэнергии

Предусмотрена модель оптового рынка электроэнергии ,которая начнёт функционировать по мере готовности её отдельных элементов.

Конкретно, в ближайшее время в ходе реструктуризации РАО ЕЭС России при её демонополизации на базе существующих энергосистем будут создаваться генерирующие структуры, сетевые и сбытовые компании. В новой модели оптового рынка торговые отношения м. субъектами будут строиться на сочетании конкурентной и регулируемой основ.(рис 3 )

В последние годы в рамках Единой Энергетической Системы России активно ведутся работы по внедрению автоматизированных систем коммерческого учета электроэнергии и мощности (АСКУЭ).РАО ЕЭС России и Минтопэнерго РФ издан ряд директивных и нормативно-методических документов по созданию таких систем.
Имея АСКУЭ, предприятие имеет принцип. возможность воспользоваться дифференцированными тарифами на оплату электроэнергии, а это,, позволяет спланировать производство таким образом, чтобы максимально перевести деятельность энергоемких операций на время действия льготных тарифов.

АСКУЭ, установленное на предприятии, через энергосистему которого подключены субабоненты, получает инструмент взаимодействия с ними, позволяющий локализовать потери и хищения электроэнергии при передаче ее субабонентам, и обеспечить учет передаваемой электроэнергии и услуг на ее передачу. Наличие АСКУЭ является одним из непременных условий при выходе предприятия на ФОРЭМ, где тарифы значительно ниже тарифов, действующих внутри региональных энергосистем.

Внедрение отраслевой АСКУЭ - одно из приоритетных направлений технической политики РАО ЕЭС России

В настоящее время, при стремительном развитии микроэлектроники и снижении цен на электронные компоненты, цифровые системы управления постепенно вытесняют своих аналоговых конкурентов. В зависимости от требований, современные цифровые счётчики должны в любой момент времени оперативно передавать требуемые данные по различным каналам связи на диспетчерские пункты энергоснабжающих предприятий для оперативного контроля и экономических расчётов потребления электроэнергии.

Переход на цифровые автоматические системы учёта и контроля электроэнергии - вопрос времени. Преимущества таких систем очевидны. При небольших дополнительных аппаратных и программных затратах даже простейший цифровой счётчик может обладать рядом сервисных функций, отсутствующих у всех механических, например, реализация многотарифной оплаты за потребляемую энергию, принцип. возможность автоматизированного учёта и контроля потребляемой электроэнергии.

Именно по такому принципу работают счётчики АЛЬФА-plus , производимые компанией АВВ-ВЭИ МЕТРОНИКА

Проект по созданию АСКУЭ на базе счётчиков АЛЬФА-plus и программы Альфамед выбран исходя из оптимального соотношения качество\надёжность\цена.
Счётчики фирмы АВВ используют при учёте электроэнергии ОАОСургутнефтегаз, Ноябрьскнефтегаз, нефтепровод Дружба , ЛукОйл, Татнефть, Кока-кола , многие региональные АО-энерго. МПС России приняло специальную программу перевооружения всех железных дорог счётчиками АЛЬФА расчитанную на 5 лет. Это далеко не полный перечень предприятий России, которые используют счётчики компании АВВ и её програмные продукты.

Многотарифный микроциклорный трехфазный счетчик электроэнергии АЛЬФА PLUS предназначен для учета активной и реактивной энергии в цепях переменного тока,
имеет принцип. возможность измерять и отображать некоторые параметры качества электрической энергии. и для использования в составе автоматизированных систем контроля и учета электроэнергии для передачи измеренных или вычисленных параметров на диспетчерский пункт по контролю, учету и распределению электрической энергии.

В счетчиках АЛЬФА PLUS применяется энергонезависимая память для хранения параметров программы и измеренных данных. Счетчик может накапливать и хранить до 4-х каналов профиля нагрузки. Глубина хранения при 4-х каналах и при длительности интервала профиля 30 минут составляет 70 дней. счетчик может измерять, вычислять и отображать до 46 величин, относящихся к параметрам электроэнергии, включая:
токи и напряжения фаз;
активная, реактивная и полная мощности сети;
активная, реактивная и полная мощности фаз;
k мощности сети и каждой фазы;
фазные углы векторов напряжений и токов;
значения гармоник (до 1 по фазам напряжения;
значения гармоник (до 1 по фазам тока;
k искажения синусоидальности кривых напряжения и тока;
частота сети

Специальная программа PwrPlus позволяет наиболее полно использовать возможности счетчика АЛЬФА PLUS для контроля параметров качества электроэнергии.

Для протекции от несанкционированного доступа каждый счетчик имеет свой пароль. Для счетчиков АЛЬФА PLUS предусмотрены 4 тарифные зоны (утро, вечер, день, ночь), выходные и праздничные дни, 4 сезона, автоматический переход на летнее и зимнее время. Срок службы счетчика АЛЬФА PLUS - 30 лет, с межповерочным интервалом 8 лет, сохранение информации в памяти счётчика при отсутствии питания -5 лет

На базе счётчиков АЛЬФА и предполагается построение АСКУЭ НГДУ Чапаевскнефть ,которое предусматривает в будущем включение её в состав АСКУЭ ОАОСамаранефтегаз , элементы которой в настоящее время строятся в отдельных подразделениях объединения. Так в настоящее время практически полностью закончен монтаж АСДУ НГДУ Жигулёвскнефть и НГДУ Первомайнефть на базе программного комплекса НПФПРОРЫВ Телескоп+ энергетика, который в своём составе предусматривает ведение коммерческого учёта и передачу данных на верхний уровень., но в настоящее время эти системы не удовлетворяют ряду требований РАО ЕС к АСКУЭ .

На первом этапе внедрения АСКУЭ , как временное решение для НГДУ Чапаевскнефть предлагается осуществлять сбор данных через оптический порт счётчика АЛЬФА -ПЛЮС программой АЛЬФАМЕД В дальнейшем по мере развития каналов связи это же программное обеспечение будет использоваться для автоматизированного сбора и обработки данных сбора данных.

Предлагается определить следующую организационную структуру сбора данных:
Необходимо организовать 2 центра сбора информации :
в Снисках на базе ПРЦЭиЭ ;
на базе ЦДНГ-2 в районе Горбатовского месторождения.

Организовать передачу данных с каждого центра сбора в НГДУ в отдел Главного энергетика и в соответствующие отделения Энергосбыта:
Снисски- Чапаевское отделение Энергосбыта ОАО Самараэнерго;
Горбатовка- Самарское отделение Энергосбыта ОАОСамараэнерго.

Схематично АСКУЭ предприятия представлена на рис 4

Данные переданные в НГДУ в дальнейшем по корпоративным каналам связи могут быть переданы на верхний уровень (ОАО СНГ) где будут формироваться сводные отчёты по энергопотреблению всего объединения .

По данным компании АВВ АСКУЭ на базе программы Альфамед используют около 50% предприятий , на которых установлены счётчики АЛЬФА.
Достаточно невысокая стоимость системы и квалифицированная поддержка и сопровождение данной системы обеспечивают твёрдые позиции компании АВВ при выборе и проектировании системы АСКУЭ.

ПО АльфаМет позволяет осуществлять автоматический дозвон до объекта для чтения коммерческой информации со счетчиков. По всем измеренным величинам можно сформировать соответствующий отчет.

Программа имеет развитую графику как для отображения коммерческих данных из базы данных, так и для оперативного контроля за текущей мощностью, как для отдельных счетчиков, так и для групп счетчиков и предприятия в целом с использованием многослойного изображения графиков и наложения различных графиков, в т.ч. совмещение графиков по временной оси (например, посуточное сравнение данных). Для пользователя создан инструмент генератора шаблонов графиков.

Для удобства пользователей новая версия программы АльфаМет 4.01 предлагает инструмент, с помощью которого пользователь может построить мнемосхему объектов, предприятий и более крупных образований (район, город, область, регион) с целью визуализации состояния системы и получения чертежей системы АСКУЭ

Пользователь имеет принцип. возможность формировать многоуровневую структуру системы, выводить мнемосхему на печать, и в режиме опроса счетчиков наблюдать за изменением состояния системы (фиксация превышения мощности, просмотр текущих показаний счетчиков и т.д.)

Оценка экономического эффекта от внедрения АСКУЭ производится в соответствии с Методическими рекомендациями по оценке эфф. инвестиционных проектов (утверждены Министерством экономики и Министерством финансов, № ВК 477 от 21.06.9 .

Эффект от внедрения АСКУЭ рассчитывается за весь срок реализации этого инвестиционного проекта, в качестве которого принята величина амортизационного периода по оборудованию, входящему в комплект АСКУЭ. На основании Единых норм амортизационных отчислений срок реализации данного проекта рек. считать равным 8 годам, норма амортизации составляет 12,5 %.

При определении величины снижения затрат вследствие внедрения АСКУЭ принимались экспертные оценки по каждому направлению снижения:
Вследствие введения зонных тарифов -6%,
Повышение класса точности приборов- 0.9%;
За счёт снижения непроизводственных расходов электроэнергии-3%;

Всего без учёта возможности выхода на ФОРЭМ снижение затрат на оплату электроэнергии в результате внедрения АСКУЭ может составить примерно 9.9% от базового уровня.

По расчетам, выполненным по приведенной методике в ООО НИИгазэкономика, выполненных для ОАО Газпром, срок окупаемости от внедрения АСКУЭ на электроприводных компрессорных станциях (КС) составляет менее года, на газотурбинных КС - около трех - четырех лет.

Данные по величинам двуставочного тарифа взяты из тарифной сетки ОАО САМАРАЭНЕРГОВеличина двуставочного тарифа является приведённой относительно двуставочного по сетям ОАО СВЕРДЛОВСКЭНЕРГО, поскольку к моменту написания проекта в Самараэнерго не внедрены диф.тарифы. Рассчитанные показатели эфф. проекта приведены в таблице 1.1.

Расчёт произведён с учётом потребления субабонентов НГДУ Чапаевскнефть.
В расчёте не учтены затраты на монтаж оборудования , поскольку подразумевается его произвести силами соответствующих служб энергоснабжения.

внедрение АСКУЭ позволяет:
автоматизировать цикл учёта и оплаты за электроэнергию;
иметь полную картину об энергопотреблении;
корректировать график нагрузки;
получить ежегодную экономию в оплате при введении диф.тарифов порядка 1.8 млн руб.;
даёт принцип. возможность выхода на ФОРЭМ;
предотвратить хищения электроэнергии и обеспечить защиту от несанкционированного доступа к информации .
Приложения

Рис 1 Схема электроснабжения НГДУ

2 Суточное электропотребление ( и тариф, дифференцированный
по времени суток ( , для электрометаллургического завода в Германии

Рис Взаимоотношения участников ФОРЭМ.

Рис Структура АСКУЭ НГДУ Чапаевскнефть

Таблица 1.1 Экономия в оплате (за год)

Источник: http://www.samara.sibintek.ru/