|
| |
|
Главная -> Экология
Энергоаудит организаций бюджетной сферы нижегородского региона. Переработка и вывоз строительного мусораН.П. Волчуков, Менеджер проекта, профессор ХГПУ, доктор технических наук В.И. Квитка, Директор института Укргипроруда , канд. физ.-мат. наук С.В. Кирик, Директор предприятия Харьковэнергосбыт В.В. Кривицкий, Председатель правления ГАЭК Харьковоблэнерго Н.Н. Титов, Начальник отдела института Укргипроруда Одними из ключевых субъектов энергорынка являются энергоснабжающие компании (ЭСК), осуществляющие поставку электроэнергии и сбор платежей с её потребителей. Специфика энергетического производства и переход к рыночным отношениям в отрасли обуславливают необходимость более широкого внедрения информационных технологий во все сферы деятельности ЭСК. Информационно-управляющая система (ИУС) ЭСК строится как иерархическая, распределённая система, состоящая из четырёх основных функциональных подсистем: одной автоматической системы - противоаварийного управления (АСПУ) и трёх автоматизированных - диспетчерского управления (АСДУ), контроля и учёта электропотребления (АСКУЭ), производственно-технической деятельности (АСПТД). При этом необходимо выделить три иерархических уровня управления ИУС: электроэнергетический объект-подстанция (ЭЭО), центр управления (ЦУ) районных распределительных электрических сетей (РРЭС), ЦУ ЭСК. Основные принципы построения ИУС, характерные для всех подсистем ЭСК, можно сформулировать следующим образом: - модульность структуры построения аппаратных и программных средств системы; - применение программируемых элементов искусственного интеллекта, особенно на уровне ЭЭО; - распределённость обработки и хранения информации; - возможность получения необходимой информации, выработки и реализации воздействий в масштабе реального времени на своём уровне и передачи необходимой информации с допустимым временем на другие уровни иерархии управления; - интеграция всех элементов информационной технологии, позволяющей принимать решения в соответствии с уровнями территориально-временной декомпозиции объекта управления; - открытость, т. е. способность к развитию и наращиванию системы, взаимодействию с внешней средой; - унификация в смысле оптимизации структуры программных и аппаратных средств на базе рационального сокращения их номенклатуры, в том числе протоколов и интерфейсов; - приоритетность или персонализация, т.е. обеспечение приоритетности при обработке информации как отдельными процессами переработки информации, так и отдельными пользователями, что, в конечном счёте, предполагает чёткое выделение технологических уровней управления, ценности информации и наличия приоритетов при её передаче и обработке; - построение вычислительных сетей верхних уровней подсистем АСДУ, АСКУЭ и АСПТД с использованием многоуровневой архитектуры клиент/сервер (базы данных- приложения (прикладная логика)- презентация (внешний интерфейс)), позволяющей достигнуть распределения приложений и возможности шкалирования, что в конечном счёте повышает эффективность использования программно-аппаратных средств ИУС; - организация управления с использованием систем поддержки принимаемых решений (адаптивных советчиков диспетчера). Рассмотрим некоторые особенности, характерные для тех или иных подсистем ИУС. Наиболее жёсткие требования к надёжности и быстродействию ИУС предъявляет подсистема АСПУ, т.к. при реализации управления в масштабе реального времени в течение 0,15-0,26 с должна быть проанализирована достаточность запланированных управляющих воздействий, обеспечивающих сохранение устойчивости электро-энергетической системы. При этом в указанное время должно оцениваться состояние ЭЭС с позиции аварийности, что потребует дополнительного времени. Поэтому АСПУ должна иметь распределённые по объектам управления локальные органы, реализованные на основе микропроцессорных средств, соединяемые высокоскоростной сетью с центральными органами, содержащими высокопроизводительные вычислительные средства. При этом повышенные требования предъявляются к надёжности таких средств. Для повышения надежности существует несколько решений. Первое - необходимо применять более надежную элементную базу, разрабатывать схемы релейной защиты и противоаварийной автоматики, резервированные кок на срабатывание , ток и на несрабатывание , использовать устройство автоматического контроля исправности постоянного и периодического действия. При этом устройство контроля должно использовать разные принципы действия: анализ реакции устройств при подаче на его вход проверочных сигналов или побочный анализ устройств с фиксацией сигналов в контрольных точках, или контроль исправности измерительных цепей [1]. Второй путь повышения надежности - это резервирование микропроцессоров. Например, на одной подстанции 77/6,6 кВ японской энергосистемы Канзай, на которой устройства релейной защиты и противоаварийной автоматики выполнены на базе микропроцессоров, схемное решение принято следующим [2]. Функции устройства разделены на 3 подсистемы: релейной защиты, измерений и управления. Подсистема релейной защиты содержит 4 микропроцессора и реализует основную дистанционную и резервные дистанционную и направленные за щиты ЛЭП 6,6 кВ. Подсистема измерений содержит 2 микропроцессора, подсистема управления и передачи данных - 3 микропроцессора. Надежность устройств повышается также при переводе их из непрерывного режима работы в циклический, если это возможно по техническим требованиям. В ненагруженном режиме работает, например, релейная защита на механических реле надежность которой берется за эталон сравнения всех устройств защиты и противоаварийной автоматики, выполненных на любой элементной базе. При построении подсистемы АСДУ на базе современных информационных технологий, как правило, выделяются два уровня: нижний уровень -контролируемые пункты, верхний - диспетчерский пункт. На нижнем уровне могут использоваться: терминалы (RTU), выполняющие все функции программируемого логического контроллера (PLC) и состоящие из модулей входа/выхода, центрального процессора, анализатора переменного тока; интеллектуальные устройства сбора данных (контроллеры) на основе промышленного компьютера фирмы Octagon Systems и специализированные устройства контролируемого пункта из средств отечественных систем телемеханики. На верхнем уровне (МСС) осуществляется: сбор данных от устройств нижнего уровня и реализация функций телеуправления; предварительная обработка принимаемых данных в масштабе реального времени; ведение оперативной базы данных, архивов измерений и событий; вывод информации на диспетчерский щит, обмен донными с оперативно-информационным комплексом; межуровневый обмен данными с иерархическими системами диспетчерского управления. Программное обеспечение МСС включает в себя интерфейсную программу для связи с контролируемыми объектами типа IGC/M (либо аналогичный продукт) и программное обеспечение SCADA FIX-32, обеспечивающее эффективный графический интерфейс диспетчеру. Необходимо отметить, что развитие АСДУ происходит в направлении всё более широкого применения устройств с элементами искусственного интеллекта и, в конце концов, создания автоматической систьемы управления. При этом центр тяжести управления смещается на уровень ЭЭО, где появляется подсистема технической диагностики и надёжности работы оборудования [3]. Подсистема АСКУЭ в условиях работы энергорынка приобретает особенно важное значение, и поэтому рассмотрим более подробно построение ее базового варианта. Она предназначена для автоматического измерения, сбора, обработки, хранения, отображения и документирования информации о поступлении, распределении и потреблении электроэнергии потребителями региона и межсистемных перетоках электроэнергии (с энергокомпаниями смежных регионов, ЭЭС и подразделениями ЭСК) [4] Выделяются три основных уровня иерархии АСКУЭ: - уровень ЭСК Энергосбыт (верхний уровень), - уровни филиалов, агентств предприятия Энергосбыт (средний уровень), - уровень подстанций (нижний уровень) Каждый уровень иерархии строится на основе унифицированных программно-технических средств с широким использованием вычислительной техники и микропроцессорных средств АСКУЭ уровней ЭСК и филиалов (агентств) ЭСК включает аппаратные средства в составе серверы базы данных и коммуникационные серверы, коммуникационные серверы, автоматизированные рабочие места (АРМы) по учету электроэнергии, средства телекоммуникаций. АСКУЭ уровня подстанции включает аппаратные средства в составе, счетчики электроэнергии, контроллеры-концентраторы, средства телекоммуникаций, инженерные пульты . АСКУЭ обеспечивает непрерывное функционирование в режиме периодического опроса точек учета электроэнергии с возможностью одновременного обслуживания запросов оператора в интерактивном режиме. Нормальным режимом функционирования системы является автоматический режим сбора, обработки и хранения информации Однако в аварийных ситуациях предусмотрен ручной ввод и коррекция данных АСКУЭ должна выполнять следующие функции: • оперативный автоматический контроль и учет параметров потребления электроэнергии и параметров межсистемных перетоков электроэнергии по каждой точке (группе) учета с заданным периодом контроля, • хранение параметров учета в базе данных не менее 3 суток (в том числе суточных результирующих параметров не менее 45 суток, месячных результирующих параметров не менее 3 лет) с дополнительной возможностью архивирования информации на внешнем магнитном носителе (с глубиной архива определяемой общей емкостью используемых магнитных носителей), • обеспечение многотарифного (до 4 тарифных зон в течение суток) учета потребления электроэнергии и почасового учета межсистемных перетоков электроэнергии, • обеспечение контроля за соблюдением граничных ограничений и лимитов энергопотребления, • формирование баланса электроэнергии по ЭСК и по отдельным подстанциям (при наличии в системе необходимых данных для расчета), • вывод расчетных параметров на терминал и/или на устройство печати по запросу оператора, • удаленное (с любого АРМ при наличии соответствующих полномочий) перепрограммирование счетчиков электроэнергии, оснащенных интерфейсной платой токовой петли (в части изменения границ тарифных зон, времени перехода на летнее и зимнее время), • ведение единого, системного времени с возможностью его корректировки. Информационный обмен между компонентами системы на верхнем уровне и информационная совместимость с другими системами обеспечиваются на основе архитектуры клиент/сервер с использованием протоколов SPX/IPX, TCP/IP и стандарта структурного языка запросов к базе данных (SQL). Но физическом уровне используется структурированная кабельная система 5-й категории локальной вычислительной сети Система сбора и передачи данных, используемая для организации информационного обмена между верхним и нижним уровнями системы, имеет иерархическую двухуровневую распределенную структуру (топология типа звезда ), соответствующую структуре АСКУЭ В качестве протоколов обмена используются: • на прикладном уровне специализированный протокол обмена прикладного уровня, • на канальном уровне V42, V 42bis ITU-T, • на физическом уровне V 22bis или другой протокол в соответствии с рекомендациями ITU-T • Интерфейс обмена между оконечным оборудованием данных и аппаратурой канала данных V24/V.28. В качестве каналов связи должны использоваться выделенные каналы тональной частоты Интерфейс с каналами связи должен соответствовать параметрам стыка С1-ТЧ (по ГОСТ 25007-81, 23504-79, 26557-85, 23475-79). Аппаратные средства АСКУЭ реализуются на базе современных средств вычислительной техники. И строятся по модульному принципу с возможностью расширения при развитии системы В состав технических средств верхнего уровня системы входят персональные ЭВМ, сетевое оборудование, модемы. В состав технических средств нижнего уровня системы входят счетчики электроэнергии, контроллеры-концентраторы; модемы; инженерные пульты. В качестве счетчиков электроэнергии предпочтительнее счетчики типа Альфа , Landis&Gyr, Sclumberger или любые другие, имеющие импульсный выход, занесенные в Государственный реестр Украины в раздел средств измерений и имеющие класс точности не ниже установленного нормативно-техническими документами Минэнерго для соответствующих объектов учета. В качестве счетчиков электроэнергии на наиболее важных присоединениях предлагается использовать счетчики типа Альфа производства фирмы ABB (модификации A1R-OL и A1R-AL, оснащенные интерфейсной платой ИРПС). Программное обеспечение (ПО) АСКУЭ представляет собой совокупность программных средств, обеспечивающих реализацию функциональных задач АСКУЭ, а также функционирование комплекса технических средств. ПО системы состоит из следующих составляющих: прикладное программное обеспечение; система управления базой данных (СУБД); операционная система и средства, расширяющие ее возможности; специальное программное обеспечение. В качестве операционных систем серверов АСКУЭ и АРМ можно использовать стандартные операционные системы (Unix, Windows NT, OS/2, Windows 95). Прикладное программное обеспечение представляет собой комплексы программ, реализующие функциональные задачи АСКУЭ. Специальное программное обеспечение реализует следующие функции: регламентацию доступа к задачам и данным (парольная защита, разграничение доступа , защита от несанкционированного стирания или изменения); сохранность данных путем копирования в архив и восстановление из архива, диагностику (тестирование) целостности и работоспособности программно-технических средств системы. Подсистема АСПТД представляет собой ЛВС с многоуровневой архитектурой клиент/сервер и программными продуктами бухгалтерского учёта, расчёта с бытовыми и промышленными потребителями электроэнергии, технического учёта и ремонта оборудования, управления персоналом и др. Программный продукт бухгалтерского учёта содержит следующие функциональные модули: • учёт финансовых операций. Модуль является ядром общей системы бухгалтерского учета. Он автоматически собирает информацию, поступающую в виде бухгалтерских проводок со всех рабочих станций, систематизирует ее и позволяет получать следующие формы бухгалтерской отчетности: оборотный баланс предприятия; сальдовый баланс предприятия; главная книга; оборотные ведомости по всем балансовым счетам; накопительные ведомости; ведомости оборотов по элементам затрат; ведомости группировки затрат. • расчёт заработной платы. Модуль предназначен для автоматизации учета труда и заработной платы и включает в себя автоматический расчет: подоходного налога; пенсионных, профсоюзных взносов; больничных листов; отпускных, алиментов; командировочных; распределения заработной платы по шифрам затрат. Кроме того, модуль позволяет формировать набор различных выходных документов. • учёт основных средств Модуль осуществляет учет наличия и движения основных средств с начислением износа и амортизации на полное восстановление. Программа позволяет автоматически проводить индексации балансовой стоимости основных средств, получать различные выборки и бухгалтерские справки, а также формировать более десяти выходных форм-ведомостей. • учёт материальных ценностей. Модуль предназначен для ведения учета наличия и движения материальных ценностей. В систему заложены следующие функциональные возможности: ведение учета материалов; проведение ежемесячной дооценки стоимости материальных ценностей; ведение отраслевого классификатора номенклатурных номеров; настройка правил формирования бухгалтерских проводок при изменениях в законодательстве; получение более десяти различных выходных форм-ведомостей. • учёт денежных средств и кассовых операций. Модуль представляет собой электронный вариант кассовой книги. Она позволяет вести ежедневный учет наличия и движения денежных средств с разбивкой по статьям затрат. Заложена возможность моментального получения различной статистической информации. • расчёты с банком. Модуль предназначен для ведения оперативного учета всевозможных приходных и расходных операций по расчетам с банком. • учёт сбыта и реализации. Модуль предназначен для учета реализации, взаимодействует с автоматизированными системами контроля и учета электроэнергии и расчетов с потребителями. • учёт затрат и калькуляция себестоимости продукции. Модуль предназначен для заполнения и пересчета стандартных форм бухгалтерской отчетности, связанных с калькуляцией себестоимости продукции (формы 12-Энерго , 5 - С и др. ) Предусмотрено накопление информации в течение года. Автоматизированная система расчетов с потребителями предназначена для управления энергонадзором и сбытом для областных предприятий поставщиков электроэнергии, их филиалов городского, районных уровней и агентств. Система на всех перечисленных уровнях реализует единую технологию расчетов с потребителями, включающую: систему тарифов, систему учета энергопотребления и тарификации, систему сбора платежей и ведение лицевых счетов, систему статистики и отчетности. В технологических процессах расчетов с бытовыми потребителями участвуют следующие объекты: • абоненты (физические и юридические лица), потребляющие электроэнергию и осуществляющие их оплату, • подразделения ЭСК, выполняющие функции сбыта и энергонадзора: абонентского учета, контроля, учета потребления и оплаты электроэнергии абонентами бытового сектора; • расчетные центры, выполняющие тарификацию, ведение лицевых счетов абонентов, подготовку отчетной и аналитической информации; • организации, принимающие оплату за электроэнергию; • банки, обслуживающие подразделения ЭСК. Не останавливаясь подробно на других программных модулях необходимо отметить, что ПО подсистемы АСПТД должно строится по типу комплексного программного продукта высокого уровня типа R/3 и для системы расчёта с потребителями RIVA, IRD [5]. На основании вышеизложенного и в соответствии с Концепцией построения и реконструкции АСУ электрических сетей государственных акционерных энергоснабжающих компаний (ГАЭК) в условиях перехода энергетики Украины к рыночным отношениям , утвержденной Министерством энергетики и электрификации Украины 29.08.96 г., нами предложен системный подход к разработке и внедрению АСУ электрическими сетями ГАЭК Харьковоблэнерго . Приоритетными тезисами построения явились следующие: • АСУ ГАЭК должна обеспечивать максимум прибыли для компании; • разработка и внедрение осуществляется поэтапно с учетом реальных инвестиций и существующих средств телемеханики и связи; • АСУ ГАЭК является интегрированной иерархичной системой управления. Ядром АСУ ГАЭК Харьковоблэнерго является ЛВС управления ГАЭК, включающая в свой состав сервера БД, сервера телекоммуникаций, автоматизированные рабочие места пользователей на базе персональных компьютеров. Удаленные подразделения ГАЭК (ПЭСы, РЭСы, энергосбытовые филиалы и агентства, ремонтные цеха и пр.) оснащаются собственными ЛВС. ЛВС управления ГАЭК строится на базе оборудования Ethernet-100BaseT с использованием СКС5 категории. ЛВС удаленных подразделений - на базе оборудования Ethernet- 10Base2 . В качестве операционной системы серверов БД применяется Windows NT 4.0. Операционная система рабочих станций - Windows'95. В настоящее время ЛВС управления объединяет около 200 компьютеров. Обмен информацией между ЛВС подразделений ГАЭК производится через корпоративную сеть, которая строится как подсеть корпоративной сети Энергия Министерства энергетики Украины. Объединение ЛВС осуществляется по коммутируемым и выделенным линиям связи с использованием серверов коммуникаций и модемов. Основной протокол обмена информацией между компьютерами ЛВС и сегментов ЛВС- TCP/IP. В качестве операционных систем серверов коммуникаций применяются UNIX и Windows NT 4.0. На первом этапе создания корпоративной сети решены вопросы обмена информацией (электронная почта), в том числе и в автоматическом режиме по коммутируемым каналам с 27 удаленными энергосбытовыми агентствами ГАЭК. Неудовлетворительное качество коммутируемых каналов связи, а также требования репликации и синхронизации удаленных БД приводит к необходимости использования в качестве каналов связи с удаленными объектами выделенных линий связи и модемов, обеспечивающих достоверную и надежную передачу информации. Такие решения внедряются в настоящее время. На последующих этапах предполагается установка дополнительного телекоммуникационного оборудования, обеспечивающего одновременную передачу данных и голоса по одному каналу связи. Такие решения позволят существенно сократить затраты, связанные с эксплуатацией каналов связи. Интеграция существующих в ГАЭК локальных систем АСДУ, АСКУЭ и обмен информацией с ОИК СЭС производится с использованием специальных программ-конвертеров. Таким образом решены вопросы обмена информацией с системами АСДУ Лозовского ПЭС, АСКУЭ Купянского и Центрального ПЭС, ОИК СЭС. Автоматизированная система контроля и управления электропотреблением- АСКУЭ - в условиях перехода к энергорынку выдвигается в АСУ ГАЭК на первый план и представляет собой систему контроля и управления покупкой, распределением и реализацией электроэнергии, а также является информационной базой для планирования и управления потреблением электрической энергии и мощности. АСКУЗ ГАЭК Харьковоблэнерго проектируется с учетом требований Концепции построения автоматизированных систем учета электроэнергии в условиях энергорынка , утвержденной решением Национальной комиссии по вопросом регулирования электроэнергетики Украины № 290 от 17.04.97 г и решает задачи сбыта электроэнергии, расчета платы потребителя за использованную электроэнергию, оплоты поставщику за купленную электроэнергию и управления предельным электропотреблением. АСКУЭ ГАЭК Харьковоблэнерго представляет собой интегрированную, распределенную, иерархическую систему и имеет три уровня иерархии: • нижний уровень - уровень подстанций, • средний уровень - уровень ПЭС, РЭС, энергосбытовых агентств, • верхний уровень- уровень служб управления ГАЭК. Подсистема нижнего уровня является структурным элементом АСУ подстанции и служит для получения первичной информации о параметрах электропотребления. Она строится на базе высокоточных электронных счетчиков электрической энергии типа Альфа фирмы ABB - для организации коммерческого учета, индуктивных счетчиков с импульсным выходом - для технического учета, устройства учета электроэнергии ИТЭК-210 и средств радио- или телефонной связи. Подсистема среднего уровня входит в состав ЛВС ПЭС, РЭС или агентства и включает в свой состав серверы баз данных и телекоммуникаций, а также автоматизированные рабочие места. Подсистема среднего уровня обеспечивает автоматический сбор и обработку информации с подстанций района, информационную поддержку персонала и передачу информации на верхний уровень с использованием средств электронной почты. Программное обеспечение подсистемы среднего уровня построено на базе СУБД Orаcle с использованием технологии клиент/сервер Взаимодействие с верхним уровнем системы и смежными ЛВС осуществляется с использованием выделенных линий связи и протоколов TCP/IP. Подсистема верхнего уровня входит в состав ЛВС управления ГАЭК, ее аппаратная и программная реализация (состав аппаратуры, базовое программное обеспечение) подобна подсистеме среднего уровня. Подсистема верхнего уровня обеспечивает обработку и хранение информации, получаемой от подсистем среднего уровня, информационную поддержку персонала различных отделов и служб Харьковоблэнерго , а также взаимодействие с другими организациями (городской и областной администрациями, министерством энергетики и т.п.) с использованием средств электронной почты и репликации базы данных. Потребителями информации АСКУЭ на верхнем уровне являются отдел распределения и контроля энергопотребления, Отдел расчета с потребителями промышленного сектора, служба управления режимами электропотребления, госинспекция. Внедрение АСКУЭ в Харьковоблэнерго проводится поэтапно. В настоящее время проведены работы по первому этапу: • установка аппаратных и программных средств АСКУЭ но верхнем и среднем уровнях системы, • сопряжение с имеющимися системами учета электроэнергии Харьковского, Лозовского и Купянского филиалов энергосбыта, • контроль межгосударственных, межсистемных и межобластных перетоков электроэнергии (с установкой систем нижнего уровня на периферийных подстанциях), • ручной ввод информации по неавтоматизированным подстанциям в локальные БД АСКУЭ соответствующих агентств с последующей автоматической передачей в центральную БД, • расчет лимитов потребления мощности и электроэнергии по структурным единицам ГАЭК (ПЭС, РЭС) и крупным промышленным потребителям с учетом проведенных ими оплат, • проведение расчетов за потребленную мощность и электроэнергию по крупным промышленным потребителям с формированием необходимых платежных документов, • подготовку и получение отчетных, статистических и аналитических документов Автоматизированная система диспетчерского и технологического управления - АСДТУ - включает АСДТУ ПЭС, диспетчерских пунктов РЭС, АСУ ТП подстанций и систему передачи оперативно-технологической информации. АСДТУ решает задачи оперативного управления в режиме реального времени функционированием электрических сетей, регистрирует оперативные переключения и аварийные ситуации, ведет режим сетей и т д АСДТУ ГАЭК Харьковоблэнерго представляет собой интегрированную, распределенную иерархическую систему, включающую в себя три уровня иерархии: • нижний уровень - АСУ ТП подстанций (контролируемые пункты), • средний уровень - диспетчерские пункты РЭС. • верхний уровень - центральный диспетчерский пункт предприятия Харьковоблэнерго (ПЭС). Нижний уровень системы представлен разнообразными контролируемыми пунктами, обеспечивающими местное управление и контроль аппаратуры подстанции В настоящее время АСДТУ Харьковоблэнерго поддерживает на аппаратном и программном уровнях контролируемые пункты (КП) типа Гранит , МКТ-2, ВРТФ-3. Для подстанций, не оснащенных системами телемеханики, разработан КП Корунд , построенный на базе промышленного компьютера фирмы Octagon. В базовой модификации КП Корунд обеспечивает управление 48-64 масляными выключателями, прием 64 сигналов ТС и 31 сигнала ТИ, подключение устройства учета ИТЕК-210 и, при необходимости, локальной консоли управления но базе ПЭВМ. Подсистемы верхнего и среднего уровней интегрированы в ЛВС ПЭС или РЭС и включают в свой состав коммуникационный сервер и одно или несколько АРМ диспетчеров. В зависимости от масштабов и сложности управляемых систем, АСДТУ ПЭС или РЭС может быть реализована на одной (коммуникационный сервер и АРМ) или нескольких ПЭВМ. Программное обеспечение АСДТУ верхнего уровня реализовано на базе 32-разрядной системы SCADA FIX-32, разработки фирмы Intellution, обеспечивающей удобный графический интерфейс с оператором. Для обеспечения информационной связи под систем верхнего уровня с контролируемыми пунктами разработан контроллер-концентратор сигналов телемеханики, построенный на базе промышленного компьютера фирмы Octagon, и обеспечивающего сопряжение с КП Гранит , МКТ-2 и ВРТФ-3 по каналам с частотным уплотнением и КП Корунд - по телефонным или радиоканалам. Связь контроллера-концентратора с подсистемами верхнего уровня осуществляется по выделенным телефонным каналам связи. Взаимодействие подсистем верхнего уровня между собой и со смежными системами осуществляется с использованием электронной почты. Внедрение АСДТУ на предприятии Харьковоблэнерго проводится поэтапно: • первый этап - разработка и установка систем АСДТУ на центральном диспетчерском пункте Харьковоблэнерго и диспетчерских пунктах РЭС, подключение существующих систем телемеханики к АСДТУ и оснащение некоторых подстанций РЭС КП Корунд ; • второй этап - интеграция АСДТУ ПЭС и РЭС в единую систему, оснащение всех нетелемеханизированных подстанций КП Корунд , замена устаревших КП. В настоящее время проводятся работы по первому этапу - разработаны и поставлены на объекты аппаратные и программные средства системы, идет их наладка и конфигурирование. Комплексное решение задач управления энергосистемой, кроме развертывания систем АСДТУ и АСКУЭ на подстанциях и диспетчерских пунктах, должно предполагать разработку, внедрение и интеграцию в существующие системы устройств, систем и комплексов обеспечивающих решение задач РЗ и ПА (АСУТП). В целях создания единого информационного пространство для диспетчерско-технологических служб и служб РЗА, унификации программных и аппаратных средств, использования единых каналов передачи информации, такие системы могут быть созданы на той же платформе, что и системы АСДТУ подстанций. Такие решения обеспечат возможность объединения систем АСДТУ и АСУТП в единую интегрированную систему контроля и управления технологическим оборудованием подстанции. Система АСРПБ ГАЭК Харьковоблэнерго обеспечивает проведение расчетов с потребителями бытового сектора. Программно-технические средства системы включают сервера БД и АРМы операторов на базе ПЭВМ, включенных в ЛВС подразделений (агентства, абонентский отдел ГАЭК в г. Харькове). Программные средства системы обеспечивают ручной ввод информации, проведение расчетов, подготовку и формирование отчетных документов. На втором этапе внедрения системы предполагается реализация возможности автоматической загрузки электронных реестров платежей, назначенных субсидий, замененных приборов учета и другой технологической информации, поступающей по электронной почте из соответствующих организаций (банки, отделы субсидий) и подразделений ГАЭК. Сданная в промышленную эксплуатацию в 1998 г система АСБУ ГАЭК Харьковоблэнерго обеспечивает решение всего комплекса бухгалтерских задач. Система построена по клиент-серверной технологии с использованием СУБД Oracle. Технические средства АСБУ включены в ЛВС управления ГАЭК, что обеспечивает возможность оперативного обмена информацией с системами АСКУЭ, АСРПП, АСРПБ и др. Список литературы 1.J. Kuntermann, R. Speh, Netz betriebsf uhrung durch integrierte Leittechnik in Schaltanlagen (ILS) , Elektrotechnik (Schweiz), №7-8, pp. 29-33, 1990. 2. H. Jarosczinsky, G. Kadner, Die Leitstellensott-ware Тур losung BLVzund die Technologie ihres serienmabigen Betriebseinsotzes №8, pp. 287-289, 316-320,1990. 3. Стогний Б.С., Кириленко А В. и др Теоретические основы построения микропроцессорных систем в электроэнергетике.- Киев Наукова думка, 1992-320 с. 4. Плачков И.В., Гинайло В.А., Праховник А В. и др. Автоматизированная система коммерческого учёта электроэнергии для энергоснабжающей компании. Учёт и контроль энергоресурсов ,- Киев, №1, 1998.С.П-23 5. Волчуков Н.П., Кирик С.В. Построение системы контроля и учёта электропотребления в условиях энергорынка. Труды ХГПУ,- Харьков, вып.№7, 1999,с. 88-91.
Г. Я. Вагин, А. Б. Лоскутов, Е. Б. Солнцев, М. Е. Шмелев, А. Н. Фитасов Нижегородский региональный центр энергосбережения при НГТУ Энергоаудит (энергетическое обследование) проводится с целью оценки эффективности использования организациями топливно-энергетических ресурсов (электрической и тепловой энергии, природного газа, твердого топлива, продуктов переработки нефти), определения возможностей ее повышения и затрат на реализацию энергоэффективных решений [1]. Проведение энергетических обследований не стало широкомасштабным процессом, на что надеялись в Госэнергонадзоре и в регионах, прописывая в законе Об энергосбережении и других документах порядок и методы энергоаудита. Тому есть несколько причин: отсутствуют четкие условия, при которых проведение энергетического обследования обязательно; отсутствует мотивация к проведению энергоаудита у производителей и потребителей энергоресурсов; отсутствует единая методическая база проведения энергоаудита; отсутствует единая ценовая политика при определении стоимости работ; почти отсутствует рекламная популяризация результатов проведенных энергоаудитов; высокая стоимость измерительного оборудования для энергоаудита; отсутствие финансирования энергетических обследований. Первый шаг в энергетическом обследовании - энергоаудит. Результаты энергоаудита позволяют провести анализ состояния энергопотребления, определить потенциальные возможности экономии энергоресурсов. На практике возникают ситуации, когда проведение энергоаудита просто необходимо. Например. Министерство образования выделило и оплачивает лимит потребления энергоресурсов конкретного вуза. Если выделенного лимита недостаточно, необходимо провести всестороннее энергетическое обследование и обосновать новый объем лимита. Вторым шагом является целевой энергетический мониторинг или энергетический менеджмент, следующий за энергетическим аудитом. Очень часто на предприятиях отсутствует система управления и контроля энергопотребления. В целом ряде случаев внедрение простейших методов ежедневного или еженедельного обсуждения объемов потребления энергии дает результат, превышающий затраты на внедрение эффективных технологий и оборудования. Например, ежедневный или еженедельный анализ структуры энергозатрат или финансовых затрат на предприятии выявляет непроизводительные расходы и позволяет своевременно принимать меры. Безусловно, такая работа прибавляет хлопот энергетикам, однако она быстро окупается. В группу бюджетных организаций Нижегородского региона входят учреждения здравоохранения; детские дошкольные учреждения; общеобразовательные школы; учебные заведения (высшие, средние и специальные); учреждения культуры и искусства; физкультурные и спортивные учреждения; учреждения МВД и Минобороны; административные учреждения (научно-исследовательские и проектные институты, административно-производственные учреждения, общественные организации и т. п.). В медицинских учреждениях наиболее энергоемкую группу составляют электротермические установки для дезинфекции и стерилизации (автоклавы, сушильные шкафы, стерилизаторы, дистилляторы) от 10 до 40 % электропотребления, холодильное оборудование - 5 - 10 %, освещение - 30 - 60 %, вентиляция и кондиционирование - 10 - 20 %. В работе [1] приведен процентный состав электроприемников некоторых медицинских учреждений. По тепловой энергии можно выделить три группы потребителей: отопление, горячее водоснабжение, вентиляция, причем на отопление приходится 55 - 70 %, а на вентиляцию 30 - 45 % в зависимости от типа здания. В дошкольных учреждениях наиболее мощными потребителями электроэнергии являются электротермические установки пищеблоков. Освещение потребляет от 10 до 15 % от общего электропотребления. Учреждения образования имеют в основном 5 групп потребителей электроэнергии: освещение (50 - 70 %), потребители с электродвигателями (10 - 30 %), различные нагревательные установки (кипятильники, электрические плиты и т. д.), потребляющие от 10 до 20 % электроэнергии, ЭВМ до 10 %, различные лабораторные стенды. В работе [1] приведен процентный состав электроприемников различных вузов. По тепловой энергии можно выделить три группы потребителей: отопление (53 - 70 %), горячее водоснабжение (16 - 30 %), вентиляция (10 - 25 %). По холодной воде в учебных учреждениях выделяются две группы: общежития (55 - 70 %), учебные корпуса (45 - 30 %). Административные учреждения имеют 4 группы потребителей электроэнергии: освещение (40 - 60 %), потребители с электродвигателями (10 - 30 %), различные нагревательные установки (электроплиты, кипятильники, электрокамины и т. д.), потребляющие от 20 до 40 % электроэнергии, ЭВМ от 10 до 20 %. В работе [1] приведен процентный состав электроприемников некоторых административных зданий. По тепловой энергии выделяются две группы: отопление (70 - 85 %), вентиляция (15 - 30 %). В энергетическом балансе Нижегородского региона на бюджетные организации приходится около 15 % потребления электроэнергии и около 30 % потребления тепловой энергии. Учитывая большое разнообразие бюджетных организаций, особенности их систем электроснабжения и режимов работы, в отделе энергоаудита Нижегородского регионального центра энергосбережения (НИЦЭ) была разработана Методика проведения энергетических обследований бюджетных организаций [1], в которой дана характеристика потребителей энергоресурсов различных бюджетных организаций, определены этапы энергетического обследования и их содержание, приводятся методика измерений параметров энергоносителей, методы составления энергетических балансов и разработка рекомендаций по энергосбережению. Методика сопровождается большим количеством справочных материалов и примеров определения нормативных расходов энергоносителей. Для определения резервов экономии энергоносителей в бюджетных организациях Нижегородского региона специалистами НИЦЭ были проведены выборочные обследования ряда бюджетных организаций. Основным показателем, по которому оценивается эффективность использования энергоносителей для организаций бюджетной сферы, является удельное энергопотребление на 1 м2 в год (кВт*ч/м2*год). Этот показатель используется и в международной практике. Приведенные диаграммы свидетельствуют о различиях удельных показателей в три-четыре раза, однако невозможно сделать однозначного вывода об эффективности энергоиспользования в том или ином вузе. Так, например, удельный расход теплоэнергии на единицу площади помещений (при выполнении санитарных норм) характеризует состояние здания, но не характеризует степень использования этого здания. В свою очередь, удельный расход энергоресурсов на одного обучаемого характеризует часть финансовых затрат на обучение, но не учитывает специфику подготовки (лабораторную базу и прочее). Существуют [2] нормативы удельного расхода тепловой энергии системой отопления (см. таблицу), которые можно использовать и для Нижегородского региона. Нормативы удельного расхода тепловой энергии в системах отопления г. Москвы Тип здания Удельный расход тепловой энергии, кВт*ч/м2*год 1- 3 этажа 4 - 5 этажей 6 - 9 этажей 10 и более этажей Жилые 200 160 140 115 Учебные и лечебные 205 195 185 - Дошкольные учреждения 280 - - - Из таблицы видно, что приведенные нормы упрощены и не учитывают многих факторов. Большинство энергоаудиторских компаний на Западе имеют пакеты компьютерных программ, позволяющих произвести расчет нормированного расхода энергии на отопление для конкретного помещения или здания с учетом особенностей и специфики стен, окон и пр. Для определения лимита на энергопотребление необходимо определить норму совокупного удельного расхода энергоресурсов с учетом особенностей зданий вуза, профиля подготовки. Лимит на энергопотребление должен соответствовать этой норме. Снижение лимита не должно сопровождаться недотопом (т. е. нарушением строительных и санитарных норм). В свою очередь, перетопы в периоды зимних оттепелей должны четко отслеживаться сезонным графиком температур. Для оценки эффективности использования энергоресурсов в бюджетных организациях необходимо разработать: классификацию зданий и помещений бюджетных учреждений; нормы удельного энергопотребления в зависимости от классификации зданий и помещений, нормы должны быть дифференцированы по видам энергоресурсов, по системам энергопотребления; коэффициенты, корректирующие нормы в зависимости от климатического изменения температур, корректирующие цикличность и особенность работы вузов, больниц или учреждений; простые и понятные методы энергетического мониторинга. Сотрудники НИЦЭ проводят обработку результатов инструментальных обследований На рис. 2 приведена зависимость удельного расхода теплоэнергии в здании от климатического изменения температуры. Существует несколько подходов к описанию модели теплопотребления зданий. Наиболее часто используется линейная модель теплопотребления. Нормируемый расход теплоэнергии соответствует средней температуре за отопительный период. Рис. 2 Приведение нормируемого расхода теплоэнергии производится следующим образом: где w'норм - нормированный расход теплоэнергии, приведенный к конкретной температуре; wнорм - нормированный расход теплоэнергии; Кприв - коэффициент приведения. При использовании линейной модели коэффициент приведения определяется как где dw / dt - производная от функции нормированного расхода теплоэнергии; tфакт - фактическая средняя температура воздуха за нормируемый период; tср - средняя температура воздуха за отопительный период. Разработка табличных значений коэффициентов приведения для конкретных зданий и помещений позволит более точно планировать расходы теплоэнергии по месяцам для заключения договоров с теплоснабжающей организацией. Аналогичным образом можно рассчитать нормированные расходы других энергоносителей. Такая работа уже ведется сотрудниками НИЦЭ, и проведенный энергоаудит показал, что основными причинами завышенных расходов энергоносителей в бюджетных организациях являются: слабый контроль руководства организаций за расходом энергоносителей; отсутствие в организациях энергетических паспортов; отсутствие во многих организациях счетчиков расходов тепловой энергии и холодной воды; отсутствие автоматического регулирования систем освещения и неправильный выбор типов осветительных приборов; отсутствие автоматизации регулирования систем отопления, горячего водоснабжения и вентиляции; большие теплопотери через ограждающие конструкции и инфильтрация воздуха. Для всех обследованных организаций были разработаны энергосберегающие рекомендации и произведена оценка сроков окупаемости энергосберегающих мероприятий. Результаты этой оценки показывают, что в обследуемых организациях можно получить 15 - 20 % экономии потребляемых энергоресурсов путем внедрения энергосберегающих мероприятий, срок окупаемости которых не превышает 3 лет. На рис. 3 приведена эффективность энергосберегающих мероприятий по одному из обследованных вузов. Эффективность энергосберегающих мероприятий Рис. 3 Литература Методика проведения энергетических обследований бюджетных организаций / НИЦЭ. Н. Новгород, 1999. МГСН 2.01.94. Энергосбережение в зданиях, нормативы по теплозащите и тепловодоэлектроснабжению. М., 1995.
Мировой опыт углеродного рынка иустойчивое развитие российских регионов. Энергоэффективность. Проект. Мировой опыт повышения эффективности работы пароконденсатных систем. Новая страница 1. Главная -> Экология 
|