16+
Регистрация
РУС ENG
Расширенный поиск
http://www.eprussia.ru/epr/218/14833.htm
Газета "Энергетика и промышленность России" | № 06 (218) март 2013 года

Опыт внедрения системы учета электроэнергии на основе технологии PLC в распределительных сетях 0,4 кВ филиала ОАО «Сетевая компания» Бугульминские электрические сети

Тема номера Заместитель начальника БГРЭС по УиПЭ БГРЭС Жернаков Ю. А., Заместитель директора БЭС по УиПЭ Часовский А. В.

В настоящей статье представлены результаты работы по внедрению системы учета электроэнергии на основе PLC технологии в филиале ОАО «Сетевая компания» Бугульминские электрические сети.

На текущий момент в электросетевых компаниях России при рассмотрении вопросов, касающихся учета электроэнергии и автоматизированных систем, основное внимание уделяется, как правило, межсистемным электрическим сетям уровня напряжения 110‑750 кВ. Это связано с большими перетоками электроэнергии и, как следствие, с немалыми потерями электроэнергии в физических объемах в этом секторе.



Введение

Если же подойти к данному вопросу с другой стороны, то мы увидим, что немалый вклад в потери вносит и электросеть напряжением 0,4 кВ. Именно здесь электроэнергия поступает к конечному потребителю. Распределение потерь электроэнергии по уровням напряжения в филиале ОАО «Сетевая компания» Бугульминские электрические сети приведено на рис. 1. По сети 0,4 кВ доля потерь составляет 26 процентов.



В предыдущие годы для контрольного съема показаний сетевая организация вынуждена была раз в полгода обследовать потребителей. Для составления баланса электроэнергии на энергообъекте (комплектная трансформаторная подстанция напряжением 6 / 0,4 кВ, далее КТП, с отходящими воздушными линиями электропередачи 0,4 кВ, далее ВЛ-0,4 кВ) и своевременного выявления очагов потерь показания необходимо снимать значительно чаще и одномоментно. Эта рутинная процедура занимает много времени и средств. При этом часто случаются ошибки, то есть вмешивается так называемый «человеческий фактор». Это приводит к перерасчетам электроэнергии у потребителей и некорректному анализу баланса электрической сети напряжением 0,4 кВ.

Для решения данного вопроса внедряются различные автоматизированные информационно- измерительные системы коммерческого и технического учета электроэнергии, далее АИИС КУЭ (АИИС ТУЭ). В последние годы стала развиваться инновационная телекоммуникационная технология PLC (Power Line Communication), базирующаяся на использовании силовых электросетей для высокоскоростного информационного обмена. Применение технологии PLC позволяет более эффективно использовать все преимущества современных многофункциональных систем учета электроэнергии (контроль качества сети, ведение тарификации по зонам суток, возможность дистанционного отключения/включения нагрузки потребителя и т. д.).

Есть у этой технологии и свои недостатки, не позволяющие ей быть совершенной. Сложность заключается в том, что на скорость и дальность передачи оказывают свое влияние состояние электропроводки (плохие контакты, множественные скрутки) и материалы, из которых изготовлены провода. Сильное влияние также оказывают импульсные помехи от различных бытовых электроприборов. Но, несмотря на это, современные методы шифрования и кодирования данных позволяют обеспечить высокий уровень достоверности и защиты передаваемой информации.

В настоящее время автоматизация учета электроэнергии у бытовых и мелкомоторных потребителей – не роскошь, а экономически оправданная необходимость. Важность ее широкого распространения не вызывает никаких сомнений, особенно после принятия Федерального закона № 261‑ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности» от 23.11.2009.



Организация системы

Бугульминские электрические сети стали одним из двух филиалов ОАО «Сетевая компания», где в 2009 году было решено провести опробование системы дистанционного сбора данных по электрическим сетям 0,4 кВ на основе технологии PLC. Для опробования было выбрано оборудование производства ООО «НПК «Инкотекс». Данное оборудование имеет ряд отличительных особенностей в сравнении с аналогичными системами других производителей:

• модем встроен непосредственно в корпус счетчика, что упрощает монтаж точки учета и обеспечивает передачу данных исключительно в цифровом виде;
• все счетчики сети равнозначны, и выход из строя любого из них не оказывает влияния на получение данных от других;
• параллельная и непрерывная передача данных каждого электросчетчика сети без запроса от УСПД обеспечивает возможность получения текущих значений учтенной электроэнергии с минимальным интервалом 4‑15 минут.

Основными целями и задачами опробования системы стали:

• проведение тестирования работоспособности технологии PLC‑II в реальных условиях распределительных сетей 0,4 кВ;
• оценка надежности оборудования системы;
• оценка программного обеспечения «Астра-Электроучет» (в том числе возможность точного баланса сети 0,4 кВ);
• оценка экономической эффективности использования данной системы.

Тестирование системы было решено произвести в бытовом секторе города Бугульма с перспективной малоэтажной коттеджной застройкой, обслуживаемом в части электроснабжения Бугульминским городским РЭС. Основным критерием выбора районов для монтажа оборудования было наличие в них большой величины небаланса электроэнергии и затрудненного доступа к узлам учета потребителей. Опробование было начато в сентябре 2009 года с установки оборудования на КТП № 101 и отходящих ВЛ-0,4 кВ (поопорная схема ВЛ-0,4 кВ и центр питания КТП № 101 представлены на рис. 2). Счетчики устанавливались на главный рубильник в КТП и каждую отходящую ВЛ-0,4 кВ, а также для каждого потребителя, номера которых приведены на рис 2. В последующем оборудование было установлено еще на трех КТП № 349,142, 296 и отходящих ВЛ-0,4 кВ. Счетчики на главном рубильнике и каждой отходящей ВЛ-0,4 кВ в КТП устанавливались с целью контроля корректности расхода электроэнергии и баланса шин распределительного устройства 0,4 кВ (далее РУ-0,4 кВ).



При тестировании нами было использовано следующее оборудование:

1. Счетчики электроэнергии со встроенными модемами передачи данных по силовой сети ВЛ-0,4 кВ (PLC-модемами) – однофазные «Меркурий 203.2Т LBO» и трехфазные «Меркурий 233 ART-01 ROL».

2. Концентраторы «Меркурий 225.2», являющиеся основным узлом системы и осуществляющие прием, обработку и хранение информационных пакетов с данными от счетчиков электроэнергии по одной фазе ВЛ-0,4 кВ.

3. GSM-шлюзы «Меркурий 228», используемые для передачи данных от концентраторов до рабочего места пользователя.

4. GSM модем «Siemens MC35», подключаемый к ПЭВМ пользователя для обеспечения двусторонней связи по каналу GSM с шлюзом.

Монтаж концентраторов и шлюзов был произведен в РУ-0,4 кВ КТП (рис. 3).



Установка электросчетчиков производилась в щитах учета наружной установки (выносные щиты учета, далее – ВЩУ), в основном монтируемых на опорах ВЛ-0,4 кВ. Выбор такого варианта монтажа приборов учета был обусловлен следующим:
• исключение воздействия на электросчетчики помех от бытовых электроприборов, расположенных в жилых домах;
• исключение из схемы «счетчик – концентратор» потребительских электросетей (от магистрали ВЛ-0,4 кВ до вводных устройств), неудовлетворительное состояние которых отрицательно влияет на качество передачи данных;
• доступность учета для проверки эксплуатирующей организации в любое время суток;
• исключение вмешательства в схему узла учета;
• опционально, возможность установки в выносной щит учета коммутационных и др. аппаратов (ASP, УЗО, ОПН и т. д.) для повышения надежности электроснабжения и защиты как электросетей потребителя, так и электросетей ОАО «Сетевая компания» от коротких замыканий, грозовых и коммутационных перенапряжений и обрывов нулевых проводов.

При монтаже использовались пылевлагозащищенные, вандалозащищенные щиты учета наружной установки с металлическим корпусом. В случае, если у потребителя уже был установлен ВЩУ, производилась только замена в нем прибора учета. Различные варианты монтажа выносных щитов учета электроэнергии представлены на рис. 4.



Удаленный доступ к концентраторам организован с АРМ инженера группы учета Бугульминского городского РЭС через GSM-модем «Siemens MC35». Опрос концентраторов производится с помощью программного обеспечения «Астра-Электроучет» (рис. 5).





Эксплуатация системы

В процессе опробования системы мы столкнулись со следующими проблемами:
• наличие незначительного количества счетчиков, связь с которыми не установлена, а также периодическое пропадание связи с отдельными электросчетчиками по неустановленным причинам;
• большая продолжительность времени поиска концентратором вновь подключаемых приборов учета и записи в концентратор их параметров.

После обновления версии прошивки на всех концентраторах связь с приборами учета стала более стабильной, значительно упростилась процедура записи в концентраторы параметров новых счетчиков, то есть указанные выше проблемы решаются программным путем без замены первичного оборудования.

В процессе эксплуатации системы была успешно опробована функция дистанционного отключения / включения потребителя (управления нагрузкой) с помощью ПО «Астра-Электроучет». При этом для включения нагрузки необходимо, кроме отправки соответствующей команды концентратору, нажатие кнопки непосредственно на включаемом электросчетчике. Данное условие необходимо для защиты потребителя от поражения электрическим током.



Достоинства системы

Несомненными достоинствами протестированной системы являются:
• возможность дистанционного съема показаний и параметров электросчетчиков;
• одновременность снятия показаний электросчетчиков, позволяющая повысить точность расчета балансов отпущенной и потребленной электроэнергии;
• ведение контроля потребляемой электроприемниками потребителей мощности и напряжения сети на границах балансовой и эксплуатационной ответственности сторон;
• экономия трудозатрат по производству обходов потребителей контролерами и возможность отключения потребителей-неплательщиков персоналом оперативно-выездных бригад.

Проведен анализ состояния и динамики потерь электроэнергии в распределительной сети от КТП № 101 за период с 2009 по 2011 год. По мере увеличения охваченных системой точек учета (см. табл) наблюдается резкое снижение величины потерь электроэнергии. Это в первую очередь связано с выносом приборов учета с территории домохозяйства потребителей на границу балансовой принадлежности, а также с дистанционным контролем электропотребления.



Кроме того, прослеживается динамика уменьшения объема электроэнергии, поступающего в распределительную сеть данной КТП (в течение двух лет – около 11 процентов) с одновременным увеличением реализации. Это стало следствием формирования у потребителей более рационального и экономичного подхода к использованию электрической энергии и применением различных электро- и теплосберегающих технологий.



Расчет экономического эффекта

Для оценки экономического эффекта определяем затраты до и после внедрения системы на примере КТП-101 города Бугульма:

I. Затраты до внедрения (за двенадцать месяцев 2009 года):

1. Коммерческие потери составили 407 тыс.кВт-ч (61 процент).

При пересчете в тысячи рублей =407*Т, где Т – средний тариф на оплату потерь, Т=1,210 тысячи руб. / тыс. кВт, следовательно, =407*1,21=492,47 тысячи рублей.

2. Затраты труда на съем показаний:

а. Затраты труда электромонтера ОВБ – 182,83 чел / час. Время выполнения работ 0,5 час. Отсюда затраты 182,83*0,5=91,42 руб. с учетом страховых выплат (30,4 процента) получаем за месяц 91,42+27,8=119,22 рубля.

Ежегодные затраты на проведение съема показаний с КТП электрометром 119,22*12=1430,64 рубля.

б. Транспортные затраты при использовании автомашины марки УАЗ 3909, маш. / час которой 364,87. Время перевозки с учетом времени ожидания составляет полчаса. Следовательно, затраты в месяц составляют 364,87*0,5= 182,44 руб. Тогда за год получаем 182,44*12=2189,28 руб.

в. Затраты на проведение контрольного съема показания потребителей, запитанных от данного КТП контролером – 151,31чел / час. Время проведения съема показания у одного потребителя – 0,25 час. Тогда затраты с учетом страховых выплат на осуществления одного съема показаний составят: 151,31*0,25+11,5=49,33 руб., так как количество потребителей составляет порядка 154 шт. Необходимо учесть, что, согласно ППРФ 442 от 04.05.2012 глава 10 п.172, необходимо проводить контрольный съем показаний один раз в двенадцать месяцев у потребителей, тогда получаем затраты за год-154*49,33=7596,82 рубля.

Для получения итоговых данных по пункту:
а+б+в= (1430,64+2189,28+
7596,82) / 1000= 11,217 тысячи рублей.

II. Затраты на внедрение системы PLC‑II:

1. Затраты на монтаж оборудования (и, разумеется, на само оборудование) за период 2010‑2011 годов составили порядка =724,855 тысячи рублей.

III. Затраты после внедрения системы:

1. Коммерческие потери по итогам двенадцати месяцев 2011 года составили 119 тысяч кВт-ч (20 процентов). Тогда с учетом Т (тыс.руб. / тыс. кВт) получаем 119*1,21 = 143,99 тысячи рублей.

2. Затраты на GSM связь (для опроса и сбора данных с оборудования установленного на КТП-101 составило по итогам 2011 года 4,176 тысячи рублей).

Определяем экономическую эффективность от внедрения автоматизированной системы с дистанционном съемом показания по КТП-101 города Бугульмы.

В связи с тем, что при внедрении данной системы необходимость в проведении ежемесячного съема показания практически отпадает, можно просчитать экономический эффект: ЭФ = 11,217‑4,176 = 7,041 тысячи р у б л е й. Ежегодно при эксплуатации системы PLC‑II по КТП-101 получаем экономию на съеме показания на 7,041 тысячи рублей в год.

Срок окупаемости (СО) после внедрения системы PLC‑II на КТП-101 составляет порядка двух лет.



Дальнейшее развитие системы

Результаты опробования системы в Бугульминских электрических сетях можно считать положительными.

В связи с этим продолжилась установка приборов учета с дистанционным снятием показаний на основе PLC технологии.

На начало 2012 года системой охвачено 337 потребительских объектов. При этом самый отдаленный прибор учета находится на расстоянии 750 м от КТП (концентратора).

В настоящее время монтаж концентраторов и шлюзов произведен в РУ-0,4 кВ КТП№ 101, КТП № 349, КТП № 142 и КТП № 296. Отходящие ВЛ-0,4 от этих КТП имеют различную марку, сечение, протяженность и техническое состояние проводов, что позволило сравнить работу системы в разных условиях.

В результате проведения капитального строительства АИИС КУЭ (АИИС ТУЭ) должна появиться иерархическая интегрированная автоматизированная система, в которую входит (рис. 6):
• первый уровень: информационно-измерительный комплекс точки измерений (ИИК);
• второй уровень: информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ);
• третий уровень: информационно-вычислительный комплекс ИВК (ЦСОИ филиала ОАО «Сетевая компания» Бугульминские электрические сети);
• система обеспечения единого времени (СОЕВ).



Развитие системы видится в дальнейшей автоматизации цепочки «Потребитель» «Сетевая компания» ООО «Татэнергосбыт», от процесса передачи показаний приборов учета до формирования и выставления потребителю счета на оплату. Учитывая, что некоторые процессы этой цепочки уже успешно автоматизируются, главной задачей становится больший охват точек учета и проработка связки «Сетевая компания»
ООО «Татэнергосбыт».



Вывод

Опыт опробования показал, что система дистанционного сбора данных по сетям 0,4 кВ на основе счетчиков электроэнергии с PLC-модемами производства ООО «НПК «Инкотекс» работоспособна и имеет дальнейшие перспективы ее применения. В частности, учитывая возможность дистанционного отключения потребителей, возможны гибкие схемы оплаты за потребленную электроэнергию, удобные для абонента, – это и авансовые платежи, и кредитные платежи с процентными ставками (применительно: схемы оплаты услуг операторов сотовой связи, банков).

Благодаря тесному взаимодействию производителя и сетевой организации система постоянно совершенствуется путем доработки программного обеспечения, улучшения эксплуатационных характеристик модемов, обновления прошивки концентраторов.



Список использованной литературы:

Журнал «Энергетика Татарстана» № 4 (24), 2011 год;
Федеральный закон от 23.11.2009 № 261‑ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности»;

Постановление правительства РФ от 04.05.2012 № 442 «О функционировании розничных рынков электрической энергии, полном и (или) частичном ограничении режима потребления электрической энергии».

При создании системы АИИС КУЭ использовалось оборудование под торговой маркой «Меркурий», произведенное ООО «НПК «Инкотекс».

www.incotexcom.ru

Отправить на Email

Для добавления комментария, пожалуйста, авторизуйтесь на сайте

Также читайте в номере № 06 (218) март 2013 года: