Технический и коммерческий учет электроэнергии: в чем разница?

Технические параметры

Так как надёжность работы системы АСКУЭ напрямую зависит от первого блока, то все базовые требования должны предъявляться исключительно к приборам учёта. Точность определения указывает на правдивость полученных данных. Не менее важным показателем системы является максимально допустимая погрешность в процессе трансфера данных. Этот момент требует небольшого уточнения. Итоговый телеметрический выход агрегата транслирует последовательность импульсов с частотой, которая соответствует потребляемой мощности. Тепловые шумы и помехи могут вносить серьёзные погрешности в итоговые данные, что влияет на отчёт.

Избежать распространённых проблем можно в том случае, если вся собранная информация будет передаваться в двоичном коде. Высокий и низкий импеданс сигнала должны соответствовать «1» и «0». Эксперты также используют кодировку контрольной суммы, что позволяет проверить достоверность данных. Многие специалисты ошибочно полагают, что цифровая форма передачи информации защищена от погрешностей, но она лишена конкретики. Это связано с тем, что протокол всегда допускает определённую вероятность ошибки. Такой недостаток в той или иной степени присущ любым системам передачи данных.

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 36897-12
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ «Иристон-1»
Класс СИ 34.01.04
Год регистрации 2012
Методика поверки / информация о поверке ЭИСА.411732.056.МП
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Страна-производитель  Россия 
Примечание 14.12.2012 утвержден вместо 36897-08
Информация о сертификате
Срок действия сертификата ..
Номер сертификата 49116
Тип сертификата (C — серия/E — партия) E
Дата протокола Приказ 1132 п. 35 от 14.12.201213 от 24.12.09 п.12502 от 31.01.08 п.129

Решение проблемных ситуаций

Особенности появления спорных моментов в работе таких систем связаны с их применением в дачных кооперативах, потому что длина линий электропередач может быть больше 1500 м. А также синхросигнал и данные могут пропадать на линии. Тем более что качество, в котором находятся силовые линии, не является идеальным. А также расстояние для передачи сигналов может сократиться в несколько раз. Чтобы решить такие проблемы, необходимо проверять уровень сигнала на линиях с помощью тестирующего оборудования. Выявленные проблемы необходимо оперативно исправлять

Очень важно использовать только качественные компоненты оборудования

Таким образом, расшифровка АСКУЭ заключается в совокупности компонентов, с помощью которых данные обрабатываются для последующего распределения.

Реализация процессов обусловлена пользовательским взаимодействием. На сегодняшний день разрабатываются системы для того, чтобы было легче получить доступ к данным.

Структура АСТУЭ

Ниже изображена общая схема, которая поможет понять, как работает АСТУЭ и что это такое.

Схема технического учета электроэнергии

Из рисунка видно, что система содержит несколько уровней иерархии. Нижний уровень включает в себя средства измерения, расположенные в узлах учета. К ним относятся счетчики и измерительные трансформаторы. Средний уровень составляют устройства, осуществляющие сбор и передачу данных (УСПД), и средства связи (модемы, радиостанции). Верхний уровень АСТУЭ – это серверное оборудование и программное обеспечение, связанное с АРМ пользователей чаще всего по локальной сети.

Возможности АРМ пользователей

Специализированное программное обеспечение, включающее комплекс прикладных программ «автоматизированное рабочее место энергетика» позволяет осуществлять развернутый анализ потребления электроэнергии как в целом по предприятию, так и по каждому подразделению или технологической цепочке в отдельности.

Принцип работы прикладных программ дает возможность строить разнообразные графики, наглядно демонстрирующие электропотребление отдельных технологических единиц в разрезе суток, формировать реальные суточные графики потребления как предприятия в целом, так и любых его подразделений в отдельности. Это позволяет составлять реальные прогнозы использования электроэнергии, которые помогут осуществлять планирование финансовой деятельности предприятия, а также подавать обоснованные заявки объемов электропотребления на будущие периоды.

Данные АСТУЭ могут оказаться незаменимыми при определении норм расхода электрической энергии на единицу выпускаемой продукции, или на какой – либо замкнутый технологический цикл. Необходимость в таких выкладках очень часто возникает при осуществлении финансового анализа деятельности предприятия.

Программное обеспечение

ПО «Пирамида. 2000» строится на базе центров сбора и обработки данных, которые объединяются в иерархические многоуровневые комплексы и служат для объединения технических и программных средств, позволяющих собирать данные коммерческого учета со счетчиков электрической энергии и УСПД.

Пределы допускаемых относительных погрешностей измерений активной и реактивной электроэнергии, а также для разных тарифных зон не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «Пирамида. 2000» и определяются классом применяемых электросчетчиков.

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности измерений электроэнергии в ИВК «Пирамида. 2000», получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.

Для защиты информации и измерительных каналов АИИС КУЭ «Иристон-1» от несанкционированного вмешательства предусмотрена механическая и программная защита, предусмотрено проведение ревизии и маркирования специальными знаками визуального контроля, обеспечивающими защиту от несанкционированного физического доступа к средствам коммерческого учёта электрической энергии.

На программном уровне организуется многоуровневый доступ к ПО с разграничением прав пользователей через систему паролей. Система паролей обеспечивает не только дифференцированный доступ к информации, но и исключает возможность ее изменения. Идентификационные данные программного обеспечения, установленного в АИИС КУЭ «Иристон-1», приведены в таблице 1.

Таблица 1

Таблица 1

Идентификационные данные ПО

Наименование ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета

CalcClients.dll

3

e55712d0b1b219065d6

3da949114dae4

MD5

Модуль расчета небаланса энергии/мощности

CalcLeakage.dll

3

b1959ff70be1eb17c83f

7b0f6d4a132f

MD5

Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах

CalcLosses.dll

3

d79874d10fc2b156a0fd

c27e1ca480ac

MD5

Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений

Metrology.dll

3

52e28d7b608799bb3cc

ea41b548d2c83

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе

ParseBin.dll

3

6f557f885b737261328c

d77805bd1ba7

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК

ParseIEC.dll

3

48e73a9283d1e664945

21f63d00b0d9f

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus

ParseModbus.dll

3

c391d64271acf4055bb2

a4d3fe1f8f48

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида

ParsePiramida.dll

3

ecf532935ca1a3fd3215

049af1fd979f

MD5

Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативносправочной информации

SynchroNSI.dll

3

530d9b0126f7cdc23ecd

814c4eb7ca09

MD5

Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени

VerifyTime.dll

3

1ea5429b261fb0e2884f

5b356a1d1e75

MD5

READ  Типовая инструкция по техническому обслуживанию и ремонту воздушных линий электропередачи напряжением 0,38-20 кв с неизолированными проводами рд 153-34.3-20.662-98 (утв. рао еэс 19 мая 1998 г.)

Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.

Структурная схема АСКУЭ

Решение проблем энергоучета на предприятии требует создания автоматизированных систем контроля и учета энергоресурсов (АСКУЭ), в структуре которых в общем случае можно выделить четыре уровня:


Рисунок 1 – Общая структурная схема автоматизированных систем

первый уровень – первичные измерительные приборы (ПИП) с телеметрическими или цифровыми выходами, осуществляющие непрерывно или с минимальным интервалом усреднения измерение параметров энергоучета потребителей (потребление электроэнергии, мощность, давление, температуру, количество энергоносителя, количество теплоты с энергоносителем) по точкам учета (фидер, труба и т.п.);

второй уровень – устройства сбора и подготовки данных (УСПД), специализированные измерительные системы или многофункциональные программируемые преобразователи со встроенным программным обеспечением энергоучета, осуществляющие в заданном цикле интервала усреднения круглосуточный сбор измерительных данных с территориально распределенных ПИП, накопление, обработку и передачу этих данных на верхние уровни;

третий уровень – персональный компьютер (ПК) или сервер центра сбора и обработки данных со специализированным программным обеспечением АСКУЭ, осуществляющий сбор информации с УСПД (или группы УСПД), итоговую обработку этой информации как по точкам учета, так и по их группам — по подразделениям и объектам предприятия, документирование и отображение данных учета в виде, удобном для анализа и принятия решений (управления) оперативным персоналом службы главного энергетика и руководством предприятия;

четвертый уровень – сервер центра сбора и обработки данных со специализированным программным обеспечением АСКУЭ, осуществляющий сбор информации с ПК и/или группы серверов центров сбора и обработки данных третьего уровня, дополнительное агрегирование и структурирование информации по группам объектов учета, документирование и отображение данных учета в виде, удобном для анализа и принятия решений персоналом службы главного энергетика и руководством территориально распределенных средних и крупных предприятий или энергосистем, ведение договоров на поставку энергоресурсов и формирование платежных документов для расчетов за энергоресурсы[].

Для более подробного расмотрения автоматизированых систем расмотрим пример электрической и структурной схем.

Рисунок 2 – Пример электрической схемы при внедрении АСКУЭ

Устройство входящие в систему:

1 Мультиплексор: МПР-16-2М для внутреннего учета;

1 УСПД: RTU-325 для коммерческого учета;

4 счетчика АЛЬФА А1800 для внутреннего учета – Wh3, Wh4, Wh11, Wh12;

4 счетчика АЛЬФА А1800 для коммерческого учета – Wh5, Wh6, Wh9, Wh10;

2 счетчика АЛЬФА А1800 для собственных нужд – Wh7, Wh8;

2 счетчика АЛЬФА А1800 для учета электроэнергии до ПС 110/10 кВ – Wh1, Wh2;

Для коммерческого учета необходимо поставить трансформаторы тока с классом точности не больше 0,5S.


Рисунок 3 – Пример структурной схемы АСКУЭ

Данная система обеспечивает гибкую настройку и расширенную диагностику с выводом данных в веб-сервер и на монитор. УСПД осуществляет сбор данных с цифровых и импульсных счетчиков, их обработку и хранение, передачу накопленных данных на верхний уровень. Также возможно измерение величин токов, напряжений, частоты и мониторинг потребляемой мощности.

Опрос данных осуществляется как через каскад УСПД, так и по телефонным каналам. Возможны передача данных по выделенным и коммутируемым линиям связи, а также с помощью различных модемных соединений с использованием GSM-модемов, радиомодемов, спутниковых модемов, ВОЛС РРЛ. Ethernet-соединения со счётчиками выполняются через Ethernet-сервер TCP/IP-COM[].

Составляющие элементы

Чтобы изучить структурную схему АСКУЭ, нужно мысленно разделить её на три общих блока. Это наиболее распространённая, общепринятая компоновка, которая составляет базовую часть всей системы. Блок под номером один включает в себя мощные агрегаты для учёта энергии, представленные индукционными или же электронными электросчётчиками. Такие приборы устанавливаются исключительно у потребителя. Если же был вмонтирован инновационный счётчик, то сбор необходимой информации будет осуществляться через встроенный порт связи.

Отдельно стоит учесть, что на сегодняшний день основной процент приборов комплектуется на заводе мощным интерфейсом для включения в АСКУЭ. Если используется счётчик старого образца — индукционный, то специалисты дополнительно оснащают его считывающим устройством, за счёт этого происходит передача данных.

Второй блок выполняет все функции связи. Те показания, которые были удачно собраны ещё на первом этапе, должны быть переданы и надёжно защищены от взлома мошенниками. Реализовать эту идею можно несколькими способами:

  • Через обычные телефонные линии связи.
  • Передача по Всемирной паутине.
  • Мобильная связь разных стандартов (3G, GPRS, Wi-Fi).
  • Совокупность всех существующих способов для гарантированной безотказной работы системы.

Третий блок сочетает в себе специализированные средства компьютерной обработки полученных данных. На этом этапе вся собранная информация обрабатывается и анализируется. С технической стороны третий блок обязательно состоит из мощного сервера или же компьютера с актуальным программным обеспечением. Благодаря этому эксперты могут максимально правильно настроить все узлы системы.

Список источников

  1. Гуртовцев А.В. Комплексная автоматизация энергоучета на промышленных предприятиях и хозяйственных объектах журнал «СТА» №3, 1999 г .
  2. Гельман Г.А. Автоматизированные системы управления электроснабжением промышленных предприятий. – М.: Энергоатомиздат,
    1984. – 255 с.
  3. АСКУЭ современного предприятия . – Режим доступа: http://esco-ecosys.com
  4. Системы коммерческого учета потребления электроэнергии на базе PLC-технологий с передачей данных по сети GSM. Техническое описание. – М.: Группа компаний ТЭСС, 2004. 257 c.
  5. Правила устройства электроустановок. – X.: Изд-во «Форт», 2009. – 704 с.
  6. ТРЕЙС МОУД. Графическая инструментальная система для разработки АСУ. Версия 5.0. Руководство пользователя. Изд. 2, испр. и доп. – М.: Adastra Research Group, Ltd., 1998.
  7. Тубинис В.В. Создание автоматизированной системы учета и управления потреблением электроэнергии в Италии // Электро. – 2004. – № 4.
  8. Автоматизированная система коммерческого учета электроэнергии на базе программно-технического измерительного комплекса «Эком«. Методика поверки. ПЕ 2.758.002 МП.
  9. Железко Ю.С. Присоединение потребителей к эл. сетям общего назначения и договорные условия в части качества электроэнергии//Промышленная энергетика. – 2003. – № 6.
  10. Заборовский В.С., Подгурский Ю.Е. Технологии и компоненты передачи данных по линиям электропитания. – Сети, 1999, № 10.
  11. Концепция построения автоматизированных систем коммерческого учёта электроэнергии в условиях энергорынка. 2000 г.
  12. Технические и организационные требования к построению автоматизированных систем учёта электрической энергии на объектах НЭК
    «Укрэнерго». 2004 г.
  13. Ополева Г.Н. Схемы и подстанции электроснабжения. – М.: Инфра-М, 2006. – 481 с.
  14. Назарычев А.Н. Обеспечение эффективности энергоснабжения на основе оценки технического ресурса электрооборудования / А.Н. Назарычев, Д.А. Андреев // Энергосбережение и водоподготовка № 1. – 2005. – с. 35–41.
  15. Ермилов А.А. Электроснабжение промышленных предприятий / А.А. Ермилов, Б.А. Соколов. – 4-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1986. – 144 с.: ил.
  16. Кудрин Б.И. Электроснабжение промышленных предприятий: учебник для вузов – 2-е изд. – М.: Интермет Инжиниринг, 2006. – 672 с.
READ  Подземные трансформаторные подстанции и их оборудование общие сведения

Основа работы и функции

Комплекс АСКУЭ позволяет учитывать потребление энергоресурсов от многоквартирного дома до населённого пункта, города. К обслуживанию принимаются объекты жилого и производственного назначения. Главные функции системы заключаются в следующем:

  • постоянный контроль потребления электроэнергии;
  • раздельный учёт расхода по различным тарифам;
  • обеспечение диспетчера цифровыми характеристиками по его запросу;
  • управление пространством времени и возможность его корректировки;
  • сохранение числовых показателей в основной базе данных.

Уровень 1 — электронные счётчики, специальные датчики с функцией преобразования сигнала периодически посылают импульс на следующую ступень системы. Возможности контроллера на этом ярусе ограничены: стандартный интерфейс обеспечивает приём от 32 измерителей.

Уровень 2 — связующие элементы, собирают данные с первого яруса, изменяют сигнал, архивируют, суммируют информацию и направляют к аппарату третьей ступени. Обеспечивает работу большого количества приборов устройство, называемое концентратор. Если АСКУЭ не загружена, промежуточная связь может отсутствовать.

Уровень 3 — на нём собирается информация со всех счётчиков. Данные обрабатываются и анализируются посредством компьютерного программного обеспечения. Эффективность на этом ярусе зависит от степени инновационности диспетчерской утилиты.

Надёжность системы определяется устойчивой работой приборов первого уровня. Точность показаний электронных счётчиков определяет достоверность данных всей АСКУЭ.

Экономический эффект АСКУЭ

Основной целью внедрения автоматических систем коммерческого учета электроэнергии является снижение издержек и затрат на потребление энергоресурсов, минимизация потерь за счет повышения точности полученных данных и сокращения времени сбора обработки. Автоматизация учета электроэнергии на всех этапах, от производства до потребления, становится непременным условием эффективного функционирования современных энергосистем

Вопросы энергосбережения, а также оптимизации энергопотребления одинаково остро стоят как в промышленности, так и в быту (коттеджные поселки, дачные кооперативы, садовые товарищества

Смысл создания и использования АСКУЭ заключается в постоянной экономии энергоресурсов и финансов предприятия при минимальных начальных денежных затратах []. Величина экономического эффекта от использования АСКУЭ достигает по предприятиям в среднем 15-30% от годового потребления энергоресурcов, а окупаемость затрат на создание АСКУЭ происходит за 2-3 квартала. На сегодняшний день АСКУЭ предприятия является тем необходимым механизмом, без которого невозможно решать проблемы цивилизованных расчетов за энергоресурсы с их поставщиками, непрерывной экономии энергоносителей и снижения доли энергозатрат в себестоимости продукции предприятия.

По мере автоматизации технологических процессов предприятия, снижения степени человеческого участия в производстве и повышения уровня его организации АСКУЭ можно вводить в обратный контур управления энергопотреблением не через энергетика-диспетчера или руководителя, а через соответствующие устройства управления нагрузками-регуляторами. До тех пор, пока в технологии производства преобладает человек со своими случайными волевыми решениями, АСКУЭ сохранится как автоматизированная система, позволяющая, в первую очередь, выявлять все потери энергоресурсов.

Автоматизированная система коммерческого учета электроэнергии

На предприятиях, что производят и распределяют электроэнергию, для контроля электроэнергии используются автоматизированные системы АСКУЭ и АИСС КУЭ. Это достаточно удобно, так как системы коммерческого учета обеспечивают автоматический и дистанционный контроль за произведённой, транспортируемой и отпущенной электроэнергией с наиболее высокой точностью. Эта отрасль постоянно развивается, привнося новые приборы и более удобный интерфейс обмена данных, что в значительной мере упрощает работу с системой, снижает стоимость и делает доступной для всех уровней потребления. За счёт этого такие системы с каждым днём набирают всё большую популярность в промышленной и коммунальной сфере. Каждая из систем более подходит под свои особенности:

  • АСКУЭ – чаще используется для работы на рынке розницы;
  • АИИС КУЭ – чаще используется для работы на рынке опта.

Внедрение таких систем способно выполнить некоторые функции, а также обеспечить определённые возможности, такие как:

  1. Сбор и интервальная передача всех данных на сервер в автоматическом режиме;
  2. Длительное хранение информации;
  3. Доступ к аналитическим функциям, чтобы оптимизировать передачу или потребление электроэнергии;
  4. Обнаружение несанкционированного доступа к электроэнергии;
  5. Возможность удалённого подключения и отключения от сети потребителей.

Любая автоматизированная система должна соответствовать ГОСТ, потому их регистрация должна быть обязательной как и измерительного средства в гост-реестре. Аттестацию на узел, в который была подключена автоматизация, проводит орган контроля.

АСКУЭ и АИИС КУЭ: отличия и общие черты

Помимо АСКУЭ, в электросетевом комплексе применяется также термин АИИС КУЭ. Расшифровка аббревиатуры содержит минимальное отличие: автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учёта электроэнергии.

С технической точки зрения различий между этими двумя терминами практически нет, если не учитывать классы АИИС КУЭ. Они лежат в правовой плоскости:

  • Требования к АСКУЭ определяются «Основными положениями функционирования розничных рынков электроэнергии» (утверждены Постановлением Правительства РФ от 04 мая 2012 года № 442).
  • Требования к АИИС КУЭ определяются Приложением 11.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра оптового рынка электроэнергии (утверждено Протоколом № 12/ 2015 заседания Наблюдательного совета Ассоциации «НП Совет рынка» от 21 августа 2015 года).

Таким образом, понятие АСКУЭ применяется в отношении розничных поставщиков и потребителей электроэнергии, в том время как АИИС КУЭ — в отношении её производителей и оптовых поставщиков, где наличие автоматизированной информационно-измерительной системы является основным условием для выхода на оптовый рынок. Класс точности для счётчиков коммерческого учета, включённых в такие системы, должен соответствовать требованиям ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ «Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения», а сами АИИС КУЭ обязаны пройти регистрацию в Росреестре и аттестацию контролирующим органом.

READ  Основные режимы работы электродвигателя в системе электропривода

С принятием Постановления Правительства РФ от 04 мая 2012 года № 442, с 01 января 2012 года, АИИС КУЭ стала ограниченно применяться на розничном рынке.

В контексте данной статьи отличия АСКУЭ и АИИС КУЭ не представляются существенными, поэтому далее для удобства изложения мы станем оперировать общим термином — «АСКУЭ».

Характерные особенности автоматизированных системы

Внедрение АСКУЭ позволит провести целый комплекс мероприятий, результатом которых станет:

  1. Повышение точности учета энергоносителей за счет использования современных интеллектуальных приборов учета.
  2. Оперативное получение полной и достоверной информации о потреблении и распределении всех энергоресурсов по всему предприятию, цеху, участку.
  3. Повышение уровня управленческих решений и своевременное выявление перерасходов в результате обладания полной картиной энергопотребления.
  4. Расчет реальных удельных норм потребления и планирование затрат на энергоресурсы в соответствии с планом выпуска продукции.
  5. Проведение анализа рациональности расходования энергоносителей при различных режимах и условиях работы и оценка энергоэффективности работы оборудования.
  6. Экономия рабочего времени энергослужб по сбору и предоставлению отчетных документов, сведению балансов и т.п .
  7. Задание цехам лимитов энергопотребления, осуществление контроля превышений установленных норм и сигнализация о превышении .
  8. Контроль работоспособности первичных приборов учета энергоносителей[].

Перечень нормативной документации использованной при разработке «Положения об организации коммерческого учета электроэнергии мощности на оптовом рынке».

1. РД 34.09.101-94. Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределению. – М.: СПО ОРГРЭС, 1995.

2. РД 34.11.202-95. Методические указания. Измерительные каналы информационно — измерительных систем. Организация и порядок проведения метрологической аттестации. – М.: СПО ОРГРЭС, 1995.

3. РД 34.11.114-98. Автоматизированные системы контроля и учета электроэнергии мощности. Основные нормируемые метрологические характеристики. Общие требования. – М.: РАО «ЕЭС России», 1998.

4. Приказ РАО «ЕЭС России» от 23.08.95 № 381. О создании автоматизированных систем контроля и учета электро- и теплоэнергии (АСКУЭ) и дальнейшем развитии их в РАО «ЕЭС России» и акционерных обществах энергетики и электрификации.

5. Положение о создании, организации ввода в работу и эксплуатации автоматизированных систем коммерческого учета электроэнергии и мощности (АСКУЭ) в РАО «ЕЭС России» в условиях функционирования оптового рынка электроэнергии и мощности (утверждено РАО «ЕЭС России» 06.10.95).

6. Приказ РАО «ЕЭС России» от 11.03.96 №74. О совершенствовании организационных структур по созданию автоматизированной системы контроля и учета энергии в РАО «ЕЭС России».

7. Приказ РАО «ЕЭС России» от 11.02.98 №21. Об уточнении функций организационных структур по созданию автоматизированной системы контроля и учета энергии в РАО «ЕЭС России».

8. Концепция создания автоматизированной системы контроля и учета энергии в РАО «ЕЭС России» (утверждено РАО «ЕЭС России» 17.06.96).

9. Письмо ЦДУ ЕЭС России от 29.12.97 №277/3-914. Об организации работ по внедрению и приемке в промышленную эксплуатацию АСКУЭ на ФОРЭМ.

10. Временные правила работы Федерального (общероссийского) оптового рынка электрической энергии (мощности) (утверждены ФЭК РФ 31.07.96).

11. Временное положение об организации коммерческого учета электроэнергии и мощности на Федеральном оптовом рынке электроэнергии (утверждено РДЦ ФОРЭМ 19.07.97).

12. Постановление Правительства РФ от 27.12.97 № 619. О ревизии средств учета электрической энергии и маркировании их специальными знаками визуального контроля.

13. Приказ РАО «ЕЭС России» от 11.02.98 № 22. О ревизии средств учета электрической энергии и маркировании их специальными знаками визуального контроля.

14. Циркуляр РАО «ЕЭС России» № 01-99(Э) от 23.02.99. О повышении точности коммерческого и технического учета электроэнергии.

15. Правила эксплуатации электроустановок потребителей (утверждены Госэнергонадзором 31.03.92.).

16. Правила устройства электроустановок. 6-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1985.

17. Правила учета электрической энергии (зарегистрированны в Минюсте России 24.10.96 г. № 1182.).

18. ГОСТ 30206-94 (МЭК 687-92) Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (классы точности 0,2S и 0,5S).

19. ГОСТ 30207-94 (МЭК 687-92) Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (классы точности 1 и 2).

1. Введение.

2. Термины и определения.

3. Принципы организации коммерческого учета на оптовом рынке.

4. Создание и ввод в промышленную эксплуатацию АСКУЭ субъектов оптового рынка.

5. Эксплуатация и техническое обслуживание АСКУЭ оптового рынка.

6. Организация сбора и использования коммерческой информации от АСКУЭ для расчетов на оптовом рынке.

7. Оператор коммерческого учета.

8. Приложения 1-6.

Краткое описание

АСКУЭ — автоматизированная система коммерческого учёта электроэнергии. Она была создана экспертами для облегчения рабочего процесса. Если человек только столкнулся с этой отраслью, то для восприятия и понимания смысла все данные лучше рассматривать на примере многоквартирного дома. Правильный монтаж АСКУЭ открывает перед специалистами возможность дистанционного снятия показаний электросчётчиков с каждой квартиры. Данные поступают к месту назначения через специальные линии, которые надёжно защищены кодировкой. Обработкой информации занимается специальный сервер.

Умелое использование АСКУЭ позволяет в сжатые сроки принимать важные решения об изменении режима работы установленного электрооборудования, отслеживать текущий баланс, а также осуществлять оперативные расчёты потребления энергии. Сами специалисты утверждают, что установка такой системы будет полезна и на тех объектах, где многочисленные точки потребления тока разбросаны по разным местам, но объединены в одну сеть. Ярким примером являются гаражные кооперативы, многоквартирные дома, а также различные загородные посёлки.

Кроме бытовой отрасли, без АСКУЭ невозможно представить крупные транспортные и промышленные предприятия, железные дороги и порты, аэропорты и перегрузочные терминалы. Если специалиста интересует только фиксация показаний, то именно автоматизированная система учёта электроэнергии предоставляет отличную возможность в обозначенный срок собирать актуальные данные со всех установленных счётчиков по отдельности. Благодаря этому исключаются ошибки ручного переписывания показаний, а также не нужно проводить набор дополнительного штата сотрудников, которые будут заниматься обработкой информации.

Рейтинг
( Пока оценок нет )
Понравилась статья? Поделиться с друзьями:
Добавить комментарий

;-) :| :x :twisted: :smile: :shock: :sad: :roll: :razz: :oops: :o :mrgreen: :lol: :idea: :grin: :evil: :cry: :cool: :arrow: :???: :?: :!: