Организация коммерческого учета электроэнергии на воздушных линиях электропередачи 35–110 кВ

Page 1

Page 2

учет электроэнергии

Организация
коммерческого учета
электроэнергии на
воздушных линиях
электропередачи
35–110 кВ

стория развития элек-

троэнергетики в России

получила резкий толчок

с возникновением Госу-

дарственной комиссии по элек-

трификации России в 1920 году.

С тех пор она совершенствова-

лась и развивалась. Построе-

ние энергетической структуры

в РСФСР и далее в СССР шло

в соответствии с плановой эко-

номикой. Единственным держа-

телем данного актива было го-

сударство. Несмотря на то, что

энергетический кластер был не-

однородным, то есть технически

владельцами электроустановок

могли быть предприятия, основ-

ной вид деятельности которых

был далек от энергетики, напри-

мер, нефтегазовая отрасль, рас-

чет за потребленный энергоресурс

шел в общий государственный

карман. Из этого и строилась сис-

тема коммерческого учета элек-

троэнергии, который находился,

как правило, непосредственно

или близко у электроприемников,

кроме этого, учитывалась эконо-

мическая целесообразность, чем

ниже напряжение установленно-

го учета, тем дешевле его реали-

зация.

Энергопредприятия, занима-

ющиеся производством и пере-

дачей электроэнергии, работа-

ли в основном над вопросами

надежности электроснабжения

потребителя и снижением тех-

нических потерь электроэнергии

при ее передаче, и их особенно

не интересовала выручка от ее

продажи. Установка счетчиков

регламентировалась в то время

фактически одним документом

ПУЭ, в котором достаточно не-

четко были прописаны требова-

ния по их размещению, так в гла-

ве 1.5 указано, что: «…счетчики

для расчета электроснабжаю-

щей организации с потребителя-

ми электроэнергии рекоменду-

ется устанавливать на границе

раздела сети (по балансовой

принадлежности) электроснаб-

жающей организации и потреби-

теля». Таким образом, система

коммерческого учета электро-

энергии строилась в основном

по уровню напряжения СН-2

и НН, хотя часто границы про-

ходили по уровню напряжения

35–110 кВ.

В настоящее время произо-

шла существенная трансформа-

ция энергетического комплекса,

в рамках которой изменились

и правовые требования к учету.

Вышел Федеральный закон «Об

электроэнергетике» № 35-ФЗ,

Постановления № 442, 861

и один из самых ожидаемых —

«О внесении изменений в от-

дельные законодательные акты

Часовский

заместитель директора по РУ филиала АО «Сетевая

компания» — Бугульминские ЭС

Пустовгар

главный инженер филиала АО «Сетевая компания» —

Бугульминские ЭС

Page 3

Российской Федерации в связи

с развитием систем учета элек-

трической энергии (мощности)

в Российской Федерации» от

27 декабря 2018 г. № 522-ФЗ.

По данным нормативным актам

можно сделать два существен-

ных для развития коммерческо-

го учета вывода:

– учет устанавливается на гра-

нице балансовой принадлеж-

ности;

– установка учета — обязан-

ность сетевой компании.

Важную роль в экономике

Республики Татарстан играет

деятельность нефтегазодобы-

вающих и перерабатывающих

комплексов, на долю которых

приходится почти 30% валового

регионального продукта (ВРП)

региона. Одним из крупных по-

требителей

электроэнергии

республики Татарстан являет-

ся ПАО «Татнефть», в зоне экс-

плуатационной ответственности

которого находится собствен-

ное электросетевое хозяйство

(561 км воздушных линий элек-

тропередачи 110 кВ, 1505 км —

35 кВ, 11 658 км — 6 кВ).

Доля линий электропередачи

35–110 кВ указанного предпри-

ятия составляет порядка 15% от

их электрической сети, и опла-

та в основном производится по

уровню напряжения СН-1 и ВН

(35 и 110 кВ соответственно).

При этом начисление за потреб-

ленную электроэнергию форми-

руется по уровню напряжения

СН-2 и доначисляется расчет-

ным методом (имеется большая

погрешность по состоянию элек-

трооборудования). Таким обра-

зом, встает вопрос об установке

коммерческого учета на границе

балансовой принадлежности по

уровню напряжения 35–110 кВ.

Кроме этого, отсутствие учета на

границе затрудняет расчет по-

лезного отпуска в зависимости

от постоянно изменяющихся ре-

жимов электрической сети ПАО

«Татнефть».

Ранее данный вопрос на прак-

тике не рассматривался в силу

указанных в статье причин. На

текущем этапе имеются опреде-

ленные трудности по организа-

ции учета на воздушных лини-

ях электропередачи 35–110 кВ

из-за отсутствия оборудования,

выпускаемого энергопромыш-

ленным комплексом РФ. Стоит

учесть, что границы балансовой

принадлежности

исторически

проходили в основном по воз-

душным линиям электропереда-

чи 35–110 кВ, куда и необходимо

было устанавливать приборы

учета.

В 2019 году в рамках кайдзен-

проекта в филиале АО «Сетевая

компания» — Бугульминские

электрические сети было пред-

ложено реализовать «пилотник»

на тему «Укрупнение учета с по-

требителями путем установки

пунктов коммерческого учета

i-TOR-35 кВ (ПКУ) в узлы рас-

пределения электроэнергии на

примере основной сети Бугуль-

минских электрических сетей:

перенос коммерческого учета

с ПС № 84, 122, 114, 49, 121 ПАО

«Татнефть» с кольцевой схемой

питания на электроустановки

АО «Сетевая компания» в ме-

сто, максимально приближенное

к границе балансовой принад-

лежности». Необходимое обо-

рудование на этот момент раз-

работала и выпустила компания

«АЙ-ТОР» (г. Екатеринбург) —

российский разработчик и про-

изводитель компактных реше-

ний для высоковольтного учета

электроэнергии, который начал

свою деятельность в 2015 году.

ПКУ i-TOR-35 кВ представля-

ет собой автономный пункт ком-

мерческого учета в сети 35 кВ,

совмещающий измерение тока

и напряжения в одном комбини-

рованном устройстве. Применя-

ется для:

– измерения и масштабирован-

ного преобразования тока и на-

пряжения в сетях переменного

тока промышленной частоты

(50 Гц) с номинальным напря-

жением 35 кВ и номинальным

током от 100 до 1000 А включи-

тельно, до электрических вели-

чин, пригодных для измерения

стандартными электроизмери-

тельными приборами;

– создания гальванической раз-

вязки между высоковольтной

сетью и приборами измерения.

Аппарат i-TOR-35 кВ позво-

ляет организовать учет электро-

энергии непосредственно на

границе балансовой принадлеж-

ности различных субъектов рын-

ка электроэнергии. Интегрирует-

ся в любую систему АИИС КУЭ.

В измерительном компоненте

на высоком потенциале установ-

лен комбинированный электрон-

ный датчик тока и напряжения

(резистивный делитель напряже-

ния), преобразующий реальные

значения тока и напряжения под-

ключенной к нему высоковольт-

ной линии в цифровой сигнал.

Цифровой сигнал передается че-

рез оптоволоконный канал в блок

обработки информации, который

преобразует его в аналоговые

сигналы токов и напряжений, про-

порциональные первичным зна-

чениям. Эти сигналы могут далее

передаваться в любой серийно

выпускающийся счетчик, допу-

щенный к работе в системах ком-

мерческого учета электроэнергии.

При этом обеспечивается полная

гальваническая развязка между

высоковольтной сетью и измери-

тельными приборами при суще-

ственном сокращении затрат на

высоковольтную изоляцию.

Вся система «измеритель-

ный компонент-соединительное

устройство-блок обработки ин-

формации» сертифицирована

и внесена в реестр средств из-

мерения как единое устройство,

отвечающее требованиям ком-

мерческого учета электроэнер-

гии (рисунок 1).

В качестве источника пита-

ния предусмотрен трансформа-

тор напряжения двухполюсный

незаземляемый НИОЛ-СТ-35-2

УХЛ1 (35000/220-3-630ВА).

Шкаф учета в общем случае

представляет собой металличе-

ский ящик с дверцей, в котором

устанавливаются:

– трехфазный счетчик;

– дополнительная аппаратура

приема и передачи данных

в систему АИИС КУЭ;

– клеммные колодки;

– автомат для подключения

внешнего питания ~220 В.

Шкаф оборудован местами

для пломбирования и замками

и имеет два исполнения: для

внутреннего и для наружного

монтажа.

Каждый блок обработки инфор-

мации состоит из двух оптических

приемников с цифро ана ло говыми

преобразователями и двух блоков

усиления.

№

2 (65) 2021

Page 4

Полученный из оптического

канала связи цифровой код при-

нимается и преобразовывается

в аналоговый сигнал оптическим

приемником с цифроаналоговым

преобразователем. Далее блоки

усиления преобразуют получен-

ный сигнал с цифроаналогового

преобразователя до нормирован-

ных величин, пригодных для изме-

рения или учета.

АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ

МОДЕЛЬ

ПЕРЕДАЧИ

ДАННЫХ

С учетом требований законода-

тельства в части организации уче-

та электроэнергии при реализации

проекта был обеспечен автома-

тизированный сбор всех учетных

параметров измерительного ком-

плекса и их использование в рас-

четах за электрическую энергию

и при определении объема оказан-

ных услуг. С учетом места установ-

ки, удаленного от энергообъектов,

имеющих точку подключения к ло-

кальной сети предприятия, наи-

более оптимальным явилось ис-

пользование каналов операторов

сотовой связи. Для этого в измери-

тельном комплексе использовал-

ся прибор учета с подключаемым

GSM-модемом, работающим в ре-

жиме пакетной передачи данных.

Требования по информационной

безопасности при этом обеспечи-

Табл. 1. Параметры i-TOR-35кВ

Параметр

Значение

Номинальные параметры

Номинальное напряжение

35 кВ

Номинальный ток, А

100, 150, 200, 300, 400,

500, 600, 750, 800, 1000

Номинальная частота

50 Гц

Ток электродинамической стойкости (пик)

108 кА

Ток термической стойкости (1 с.)

40 кА

Номинальное напряжение

35 кВ

Климатическое исполнение

У1, УХЛ1

Масса одной фазы

не более 35 кг

Параметры преобразования по току

Коэффициент преобразования по току

(действующие значения)

ном

/ 1 А

Диапазон токов с нормируемой точностью преобра-

зования (действующие значения)

(0,01÷1,2) ×

ном

или (1÷120%)

ном

Класс точности преобразования тока по ГОСТ 7746

0,5 S или 0,2 S

Максимальная мощность нагрузки выхода канала

преобразования по току при коэффициенте мощно-

сти нагрузки cosφ = 0,8÷1,0 (действующее значение)

2,5 В×А

Коэффициент безопасности по ГОСТ 7746

1,5

Параметры преобразования по напряжению

Коэффициент преобразования по напряжению (дей-

ствующие значения)

(35 кВ/√3) / (100 В/√3)

Диапазон напряжений с нормируемой точностью

преобразования (действующие значения)

(0,8÷1,2) ×

ном

или (16,165÷24,25) кВ

Максимальная мощность нагрузки выхода канала

преобразования по напряжению при коэффициенте

мощности cosφ = 0,8÷1,0 (действующее значение)

2,5 В×А

Класс точности преобразования напряжения по

ГОСТ1983

0,5 или 0,2

Рис

. 1.

Блок

–

схема

системы

измерения

тока

напряжения

фазе

линии

электропередачи

кВ

Токоведущий провод линии электропередачи 35 кВ

Соединительное

оптическое устройство

GSM-антенна

Счетчик

с GSM-модемом

Шкаф учета

Блок обработки

информации

пит

~220 В

вых

Опора ЛЭП 35 кВ

Высоковольтный

измерительный блок

(комбинированный датчик

измерения тока и напряжения

и оцифровки сигнала)

УЧЕТ

ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Page 5

валось путем использования вы-

деленной точки доступа (APN),

а стык с оборудованием оператора

сотовой связи выполнен выделен-

ной оптической линией связи на

уровне центра сбора и обработки

информации. Преимущество ука-

занного решения также в том, что

в случае появления требований

к использованию защищенных

протоколов передачи данных мож-

но выполнить замену прибора уче-

та электроэнергии без значитель-

ных капитальных затрат.

Функции сбора данных, диагно-

стики оборудования, составления

оперативных балансов и инфор-

мационного обмена со смежными

субъектами рынков выполняет

программный комплекс интеллек-

туальной системы учета электро-

энергии на базе ПК «Пирамида

2.0» (рисунок 2). Кроме того, в це-

лях выполнения полного комплек-

са расчетов первичные данные

с прибора учета (результаты из-

мерений) оперативно поступают

Рис

. 2.

Структурная

схема

передачи

информации

XML 80020

Пирамида 2.0

Протокол СПОДЭС

Показания, получасовки

Энергосбытовые

организации,

потребители

Личный

кабинет

Идентификаторы ТУ

Запрос справочника ПУ

Аналоговые

вторичные

измерительные цепи

Оптическое

соединительное

устройство

Универсальный сервис МЭК-61968

Каналы операторов связи

с использованием выделенных APN

Блок

обработки

информации

На правах рекламы

№

2 (65) 2021

Page 6

УЧЕТ

ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

в биллинговый программный ком-

плекс АО «Сетевая компания» на

базе ПК «Информационная систе-

ма «Энергоснабжение». На базе

ПК ИСЭ выполняется автоматизи-

рованный расчет объема оказан-

ных услуг, а также формирование

балансов электроэнергии за рас-

четный период в границах соот-

ветствующего энергорайона.

РЕАЛИЗАЦИЯ

ПРОЕКТА

Для реализации проекта были вы-

браны участки сопряжения под-

станций 110 кВ АО «Сетевая ком-

пания» Зай Каратай и Куакбаш

с подстанциями ПАО «Татнефть»

№ 84, 122, 114, 49, 121 (рисунок 3).

В настоящее время уровень

потерь в филиале АО «Сете-

вая компания» — Бугульминские

электрические сети на данных

объектах составляет 2,46% от

общего поступления. В качестве

решения по снижению указанных

потерь было использовано вновь

разработанное оборудование ПКУ

i-TOR-35, предназначенное для

установки на границе балансовой

принадлежности с потребителя-

ми электрической энергии или со

смежными сетевыми организаци-

ями (рисунок 4).

РАСЧЕТ

ЭКОНОМИЧЕСКОГО

ЭФФЕКТА

Формула расчета при динамиче-

ском способе учитывает тот факт,

что денежные средства в течение

времени окупаемости меняются

по стоимости. Для того чтобы этот

фактор был учтен, введем до-

полнительное значение — ставку

дисконтирования.

Возьмем условия, где

— ко-

эффициент дисконта;

— про-

центная ставка.

Примечание

В российских про-

мышленных инвестиционных про-

ектах ставка дисконтирования

определяется от 10 до 40%, по-

тому что экономика у нас неста-

бильная, а потребительские цены

Рис

. 4.

Внешний

вид

ПКУ

i-TOR-35,

установленного

на

ВЛ

кВ

Граница эксплуатационной
и балансовой ответствен-
ности ПАО «Татнефть»
и АО «Сетевая компания»

ВЛ 35 кВ ПАО «Татнефть»

ВЛ 35 кВ АО «Сетевая
компания»

Оборудование на балансе
ПАО «Татнефть»

Оборудование на балансе
АО «Сетевая компания»

Рис

. 3.

Места

установки

оборудования

на

схеме

электроснабжения

растут больше, чем на 8–10%.

Ставку дисконтирования считают

как ключевую ставку ЦБ + риски.

Риски в России могут доходить до

20%.

Возьмем минимальную ставку

дисконтирования на уровне клю-

чевой ставки ЦБ РФ.

Ключевая ставка ЦБ (на

18.09.2020 года) 4,25% или 0,0425,

— время, тогда

= 1/(1+

Page 7

Рис

. 5.

Исходные

данные

рассчета

коэффициента

дисконта

Дисконтированный срок =

Сумма чистый денежный поток

(1+

Рассчитываем коэффициент

дисконта (то есть дисконтирован-

ные поступления за каждый год)

и суммарную прибыль нарастаю-

щим итогом в конце каждого года.

Исходные данные представлены

на рисунке 5.

Эта сумма превышает вло-

женные средства. Значит, срок

окупаемости будет располагаться

между 1 и 2 годами существова-

ния проекта.

Приступаем к вычислению

дробной части. Из суммы вложен-

ного вычитаем сумму прибыли,

полученной за целое количество

лет:

2038,96 тыс. руб. – 1466,94 тыс.

руб. = 572,023 тыс. руб.

Полученный результат делим

на дисконтированные поступления

за последний год окупаемости:

572,023 тыс. руб. / 1592,96 тыс.

руб. = 0,36 года

Полный срок окупаемости при

динамическом способе расчета

будет составлять 1 год 4 месяца.

Учитывая, что средний срок

окупаемости проектов в энергети-

ке составляет около 7 лет, данный

проект является перспективным.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Кайдзен-проект по укрупнению

учета в филиале АО «Сетевая

компания» — Бугульминские

электрические сети был внедрен

в 2019 году. Год эксплуатации обо-

значил следующие положитель-

ные моменты:

– установка в любой точке сети

(простота монтажа);

– простая интеграция в системы

АИИС КУЭ;

– невосприимчивость к ферро-

резонансным явлениям;

– надежность

оборудования

в условиях воздействия внеш-

ней среды;

– снижение потерь электроэнер-

гии, обусловленные дорасче-

том на неохваченном учетом

энергетическом оборудовании;

– снижение рисков перерасчетов

в связи с недостоверностью

данных по отпущенной элек-

троэнергии;

– еще один шаг в направлении

реализации концепции «Циф-

ровая трансформация 2030».

Из отрицательных сторон мож-

но выделить только стоимость

оборудования, но, учитывая, что

данные устройства еще недоста-

точно распространены в энерго-

системах РФ, с увеличением объ-

емов производства будут снижать-

ся себестоимость и конечная сто-

имость оборудования, тем более

если на продукцию будет спрос

в энергоиндустрии.

На прав

ах рек

ламы

№

2 (65) 2021

Оригинал статьи: Организация коммерческого учета электроэнергии на воздушных линиях электропередачи 35–110 кВ

Читать онлайн

История развития электроэнергетики в России получила резкий толчок с возникновением Государственной комиссии по электрификации России в 1920 году. С тех пор она совершенствовалась и развивалась. Построение энергетической структуры в РСФСР и далее в СССР шло в соответствии с плановой экономикой. Единственным держателем данного актива было государство. Несмотря на то, что энергетический кластер был неоднородным, то есть технически владельцами электроустановок могли быть предприятия, основной вид деятельности которых был далек от энергетики, например, нефтегазовая отрасль, расчет за потребленный энергоресурс шел в общий государственный карман. Из этого и строилась система коммерческого учета электроэнергии, который находился, как правило, непосредственно или близко у электроприемников, кроме этого, учитывалась экономическая целесообразность, чем ниже напряжение установленного учета, тем дешевле его реализация.