Коммерческий и технический учет электроэнергии в чем разница

Как рассчитать расход электроэнергии? Технический и коммерческий учет электроэнергии.

Постоянный рост стоимости такого ресурса как электроэнергия, требует обеспечивать возможность поиска способов снижения уровня потребления данного вида ресурса. Достаточно эффективно разрешает данную проблему применение таких способов, как например технический учет электроэнергии, в совокупности с системами коммерческого учёта электрической энергии.

Технический учет электроэнергии – понятие и особенности

Под техническим учётом электроэнергии понимают учёт электроэнергии, которая вырабатывается, передаётся и потребляется на конкретном предприятии, в целях осуществления эффективного контроля и различных нужд технического характера.

Современный технический учёт электроэнергии обладает целым рядом специфических особенностей непосредственного применения, к которым в том числе, относятся:

• сбор и обработка информации получаемой с большого количества счётчиков;
• формирование отчётов разного типа;
• доступ к получаемым данным большого количества специалистов;
• ведение обширной базы данных;
• и многое другое.

Применение систем технического учёта электроэнергии является сугубо внутренним делом конкретного предприятия, и полученная в результате данного учёта информация предназначается для непосредственного использования исключительно внутри означенного предприятия. Для сторонних же организаций полученные данные не являются юридически значимыми.

Коммерческий учет электроэнергии – понятие и особенности

Собственно коммерческий учёт электроэнергии представляет собой точный учёт количества электроэнергии, (которая была отпущена тому или иному потребителю) для определения в финансовом выражении расчёта за поставку.

Непосредственное проведение коммерческого учёта осуществляет так называемая Автоматизированная Система Коммерческого Учёта Электроэнергии. (АСКУЭ), деятельность которой подпадает под действие специального законодательства об обеспечении единства измерений.

Вся автоматическая система, а также каждый из её элементов в отдельности в обязательном порядке должны быть подвергнуты аттестации, а также пройти поверку в специальном центре стандартизации и метрологии. После прохождения данных процедур, на систему должны быть выданы специальные установленного образца сертификаты. Также дважды за год должны проводится специальные мероприятия, в ходе которых осуществляется тщательная проверка точности работы всей системы в целом, и каждого подсоединения в отдельности.

В принципе, коммерческий учет электроэнергии с использованием автоматизированных систем, позволяет с высокой степенью эффективности разрешить проблемы общего определения точного использования отпускаемой тому или иному потребителю электроэнергии, а также предусматривает возможность в необходимых случаях обеспечивать снижение тарифов на приобретаемую электроэнергию.

Эффективность комплексного подхода

Комплексное использование автоматизированных систем технического учёта электроэнергии, а также и коммерческого учёта электроэнергии позволяет обеспечить очевидный выраженный экономический эффект. А также значительно повышает ответственность непосредственных потребителей за эффективное использование получаемой ими электрической энергии. Кроме того, это является для потребителей стимулом к проведению специальных мероприятий направленных на обеспечение энергосбережения, а также непосредственного сокращения энергопотребления.

Учет электрической энергии

23 июля 2015 k-igor

После одно из последних согласований проекта решил написать данную статью и поделиться советами по организации учетов электрической энергии. Учет электрической энергии – важнейший составной элемент любого проекта электроснабжения.

За потребленную электроэнергию каждый из нас расплачивается с энергоснабжающей организацией. На границе разграничения балансовой принадлежности, как правило, устанавливают приборы учета.

Учеты электроэнергии разделяют на технические и коммерческие.

Для лучшего понимания приведу схему:

Пример расположения приборов учета

Коммерческий учет электроэнергии – прибор учета, по которому производится расчет непосредственно с энергоснабжающей организацией.

Например, здание подключено по II категории электроснабжения, т.е. имеет 2 источника питания, в здании также имеются электронагревательные приборы (водонагреватели). На данном объекте будет 3 коммерческих прибора учета: на каждом вводе и для учета электроэнергии, используемой в целях нагрева.

Технический учет электроэнергии – прибор учета, предназначенный для учета электроэнергии в технических целях.

Например, заказчик пожелал знать расход электроэнергии на технологические цели. На больших объектах устанавливают приборы учета в каждом здании (позиции). Все это технические учеты.

Если объект подключается от внутренних сетей, то прибор учета на вводе будет техническим.

Количество коммерческих учетов должно быть как можно меньше, т.к. обслуживание их стоит денег. Количество технических учетов можно ставить сколько угодно.

Хочу заметить, что ЭНЕРГОСБЫТ согласовывает только точки коммерческого учета, поэтому в проекте лучше на каждом приборе учета указывать, какой это учет: коммерческий либо технический.

Для организации коммерческого и технического учетов лично я применяю одни и те же счетчики с классом точности 1.0.

Технический и коммерческий учет электроэнергии

Такой термин как учет в энергетике не имеет однозначного и четкого определения. В результате этого случаются логические погрешности. Так, например, такие термины как технический учет и коммерческий учет в действующей нормативной документации определяются как «учет для контроля расхода электроэнергии внутри электростанций, подстанций, предприятий, для расчета и анализа потерь электроэнергии в электрических сетях» и «учет электроэнергии для денежного расчета за нее» соответственно. Но некоторые специалисты эти термины объединяют в один – энергетический учет.

Цели создания любой системы технического и коммерческого учета, функции этих систем, их правовое, организационное и техническое воплощение должны быть адекватны соответствующей учетной политике. Сегодня эта политика провозглашена и воплощается как в рознице так и в опте всеми участниками обращения электроэнергии и сетевыми компаниями. Кроме основных функций, учетная политика должна обеспечивать каждому участнику рынка и рынку в целом материал для краткосрочного, долгосрочного или оперативного планирования.

В соответствии с Законом РФ « Обеспечении единства измерений» перемещение электроэнергии через таможенную границу РФ входит в сферу распространения государственного метрологического надзора и контроля. По этой причине разработка учетной политики всех заинтересованных субъектов рынка должны вестись с учетом исполнения внешнеторговых контрактов. В России разработана эффективная архитектура автоматизированных систем учета, которая охватывает потребности всех субъектов рынка, но при этом также присутствуют и некоторые проблемы в этой области. Сетевая компания или участник обращения электроэнергии может создавать как свою единую интегрированную систему технического и коммерческого учета, так и две отдельных системы. При этом необходимо выделять коммерческий учет субъекта оптового рынка по всем объектам поставки в единую систему коммерческого учета, которая должна быть сертифицирована.

Оформление финансовых обязательств на рынка электрической энергии, функция выбора принципов округления значений учетных показателей и обоснования точности измерений долгое время оставалась за рамками интересов практиков. И потребность в таком оформлении возникла только после рыночных реформ.

Сейчас методология коммерческого учета электроэнергии основана на принципе раздельной постановки и решения измерительных и учетных задач. При этом результаты учетной задачи выступаю в качестве основных условий измерительной задачи. Измерительная задача решается измерительными системами, ее результатом являются измерения, которые носят вероятностный характер.

Учетные задачи решаются без учета измерительных систем, для их решения используют результаты измерений. Но с другой стороны результаты выполнения учетной задачи выражены в детерминированных числах. Это противоречие должно решаться при помощи средств учетной политики.

Также стоит отметить, что результат измерений не является конкретным числом, а представляет собой интервал, в котором с некоторой вероятностью находится искомое значение. Выбор середины интервала при этом не означает, что искомое значение будет к ней ближе, чем к другим точкам, то есть оно может находится в любом месте данного интервала и даже с некоторой вероятностью вне его.

Технический учет электроэнергии и диспетчеризация управления энергоснабжением промышленного предприятия

В настоящее время, в проблемах создания эффективного основного производства, вопросы диспетчеризации энергоснабжения промышленного предприятия выходят на первый план. Актуальным является повышение надежности, бесперебойности энергоснабжения, качество и учет энергоносителей. Для эффективности работы производства требует внедрения не только коммерческого, но и технического учета энергоносителей. Это позволит производить учет расхода электроэнергии, как отдельных подразделений, так и удельный расход электроэнергии на производственный цикл, этап, изделие. При этом, в техническом учете электроэнергии потребность в количестве приборов учета на порядок больше, чем в коммерческом. Без автоматизации снятия показаний со счетчиков электроэнергии, невозможно добиться баланса и достоверного расхода энергоносителей по конкретному объекту. Это связано с тем, что съем показаний с привлечением персонала невозможно выполнить единовременно и получить срез показаний счетчиков в одно в заданное время по всему предприятию.

Показания счетчиков учета, снятые в разное время, дают такую величину небаланса, которая не позволяет достоверно контролировать удельные расходы. Достоверный контроль практически невозможен еще и из-за высокой трудоемкости снятия показаний и обработки данных, а оперативный контроль расхода энергоносителей необходим за смену или за цикл производственного процесса. Кроме проблем технического учета электроэнергии, актуальной задачей является внедрение современных средств контроля режимов работы электроустановок. Быстрое выявление, локализация и устранение неисправностей, своевременное получение достоверной информации о причинах отказах электрооборудования и возникновения аварийной ситуации позволяет разработать наиболее эффективные мероприятия по выявлению достоверных причин аварии и своевременное устранение, в итоге — повышение надежности электроснабжения. Практически ни у кого не вызывает сомнений, что автоматизацию управления электроснабжением необходимо делать. А что конкретно делать и как вызывает много вопросов. Во многом это связано с отсутствием опыта внедрения таких систем и опыта работы с ними и сложности оценки стоимости затрат.

К вопросам диспетчеризации управления электроустановками необходимо отнести необходимость выполнения для ряда промышленных предприятий системы обмена технологической информацией с автоматизированной системой Системного оператора (СОТИ АССО) по режимам работы электрической сети. Немаловажным фактором является наличие конструктивных взаимоотношений с энергоснабжающей организацией по надежности и качеству поставляемой электроэнергии. Эти взаимоотношения не могут строиться без современных средств контроля параметров качества электроэнергии, и регистраторов аварийных событий для своевременного и правильного выявления причин возникновения и характера развития аварий в электроустановках на границе балансовой принадлежности.

На основании выше изложенного, можно отметить основной комплекс первичных задач по автоматизации электроустановками, которые необходимо внедрять сегодня или в ближайшей перспективе:

• технический учет электроэнергии;
• оперативный контроль режимов работы электрической сети;
• дистанционное управление электроустановками;
• СОТИ АССО.

Исходя из опыта работы компании НПФ «ЭНЕРГОСОЮЗ» по построению систем диспетчеризации и автоматизации управления схемами электроснабжения предприятий разных отраслей промышленности, мы сделали вывод: «Только комплексное решение всех задач автоматизации управления электроустановками с четкой разбивкой на этапы внедрения даст ожидаемый эффект». Все отмеченные выше задачи автоматизации целесообразно и технически возможно выполнить единой комплексной системой, без дублирования функций измерения и передачи данных в разных системах. Комплексные системы автоматизации должны иметь возможность внедрения частями, по этапам.

Каждый этап должен быть функционально закончен, и вводиться в работу как законченная система по всем существующим нормам, в частности в соответствии с ГОСТ 34.603-92 «Виды испытаний автоматизированных систем». Это позволит оценить эффект от внедрения данного этапа и наиболее верно спланировать дальнейшую работу в заданных рамках финансирования модернизации энергетического оборудования.

Относительно высокая стоимость внедрения систем автоматизированного учета электроэнергии и систем управления сдерживает их активное внедрение. На этом фоне так же актуальным является поставленных задач поэтапно. Каждый этап должен быть технически и экономически обоснован. Только получение экономического эффекта от каждого этапа внедрения даст обоснование и целесообразность дальнейшей модернизации систем автоматизации управления электротехническим оборудованием.

В каждом конкретном случае, на каждом конкретном объекте, промышленном предприятии, есть свои особенности; по организации управления электротехническим оборудованием (ЭТО), схемам электроснабжения, состоянию электрооборудования, перспективам развития и т.д. Поэтому, нет единого «рецепта» что и как делать, но общий ход решения проблемы можно выразить следующим образом:

1. Должны быть определены основные этапы от постановки до полного решения поставленной задачи. Четко обозначаются проблемы и функции, которые необходимо решить в порядке их первостепенной важности.
2. Должна быть обозначена мотивация к внедрению автоматизированных систем управления: например, удельная стоимость электроэнергии в стоимости выпускаемой продукции, экономическая эффективность производства, расход электроэнергии по подразделению, цеху, смене и т.д.

Первый этап всегда несет большую часть нагрузки по реализации общесистемных решений. Необходимо проработать вопросы по каналам связи, серверному оборудованию, программному обеспечению верхнего уровня и автоматизированным рабочим местам.

Основная задача любой системы диспетчеризации это — дистанционный оперативный контроль дежурным персоналом за режимами работы энергетического оборудования и своевременное получение информации о процессах, происходящих на обслуживаемом объекте (телеметрия), а также управление этими процессами (телемеханика и автоматизация) для оптимизации режимов работы энергетического оборудования и увеличения ресурса его работы.

Однако усложняет процесс принятия решения по внедрению системы автоматизации управления отсутствие понимания и веры в эффективность управления ЭТО и готовность персонала к дистанционному управлению электроустановками.

Построение системы диспетчеризации связано с реализацией следующих прикладных задач:

• получение данных расхода электроэнергии (технический учет);
• получение данных технологических параметров электротехнического оборудования;
• передача на центральный диспетчерский пункт всех полученных данных по параметрам работы электроустановок;
• опрос и диагностика микропроцессорных устройств электротехнического оборудования, в том числе МП РЗА;
• передача сообщений о неисправности аварийной, охранной и пожарной сигнализации электроустановки (распределительного устройства);
• визуализация режима работы электрической сети предприятия на экранах, сигнализации при отклонении заданных параметров за уставки, сигнализация о неисправности или аварии в электроустановках;
• дистанционное управление электротехническим оборудованием;
• удаленная перенастройка параметров МП РЗА и других МП контроллеров;
• протоколирование всех событий (аварий, действий диспетчера, включения и выключения исполнительных механизмов, поступления тревожных сигналов и сообщений и т.п.);

При создании систем автоматизации управления электроустановками требуется выполнение работ по сбору большого количества данных. Усложняет проблему состояние и возраст основного электротехнического оборудования, распределенное территориальное расположение электроустановок и, как правило, отсутствие каналов связи.

Особо необходимо отметить, что должна быть разработана четкая структурная схема системы, определены функции, задачи и взаимодействие всех ее составляющих. Эффект резко падает, когда выбирается оборудование или не полностью имеющее необходимые функции для выполнения задач конкретного узла, или наоборот выбирается оборудование, дублирующее эти возможности. В настоящее время появляется все больше средств для реализации систем автоматизации, совмещающие несколько функций, что ранее казалось бы несовместимым.

К примеру, из наиболее простых устройств, можно привести счетчики учета электроэнергии типа СЭТ, которые имеют возможность не только передавать большой пакет данных по параметрам работы ЭТО, но и регистрировать дискретные события. К наиболее сложным изделиям относится многофункциональный контроллер регистрации автоматики и управления электроустановками «БРКУ-2.0» производства НПФ «ЭНЕРГОСОЮЗ». Этот контроллер способен выполнять все задачи по контролю параметров, регистрации аварийных событий, регулирования, автоматики и управления не только ячейкой 110 кВ и выше с выключателем и трансформатором, но и секцией 6/10 кВ или всем распределительным устройством в целом.

Какое оборудование внедрять, и на каком этапе — это и является наиболее сложной задачей. На наш взгляд, порядок решения должен быть примерно следующим: Всегда необходимо начинать с изучения технологии производства предприятия (технология управления ЭТО везде одинакова), с целью выявления проблемных мест и начинать с их решения в части энергетики.

Среди всех систем автоматизации, наибольший приоритет должен отдаваться техническому учету электроэнергии. Только технический учет электроэнергии в составе системы телемеханики дает наибольший экономический эффект. Замена существующего счетчика, или установка нового с функцией телемеханики, объединение их локальной вычислительной сетью, на первом этапе позволит получить достоверные данные для расчета удельных расходов электроэнергии. А в последующем, функция телемеханики позволит вывести параметры работы электроустановки на мнемосхему, т.е. вести удаленный контроль режима работы электрический сети предприятия во всех основных точках. На этом этапе важно выбрать соответствующее программное обеспечение верхнего уровня системы автоматизации (SCADA), позволяющее решать все поставленные задачи не только первого этапа, но и при реализации последующих этапов. Аппаратно данное программное обеспечение должно иметь возможность располагаться как на выделенных серверах системы автоматизации электроустановок, так и на существующих серверных массивах предприятия. Наиболее сложной в реализации первого этапа является выполнение каналов связи между электроустановкой и центром сбора данных, а наиболее сложный технически – выбор и установка серверов, SCADA программы сервера и автоматизированных рабочих мест (АРМ). Не всегда, на первом этапе работы, получается «просчитать» назначение, место установки и количество АРМ. Поэтому SCADA программа должна быть гибкой и иметь широкие функциональные возможности для решения различных задач автоматизации.

Принимая к сведению, что интерфейс технического учета электроэнергии может не соответствовать интерфейсу коммерческого учета электроэнергии, и типовые требования к нему отсутствуют, SCADA программа должна иметь возможность создавать архив показаний счетчиков учета электроэнергии, иметь возможность обрабатывать и формировать отчеты по произвольной форме, определяемой конкретными требованиями конкретного предприятия.

Пример структурной схемы автоматизации управления электроснабжением предприятия показан на рисунке 1.

Рис. 1. Общая структурная схема

В таблице 1 показан вариант разбивки на этапы выполнения полного объема автоматизации управления схемой электроснабжения промышленного предприятия с требованием реализации всех основных функций автоматизированного и автоматического управления, включая передачу данных системному оператору энергосистемы (СОТИ АССО), применительно к структурной схеме, приведенной на рис.1.

Для решения на первом этапе задачи технического учета электроэнергии, минимальное требование к верхнему уровню – сервер, автоматизированное рабочее место инженера (АРМ) и SCADA программа для работы с показаниями счетчиков. SCADA программа должна иметь модульную структуру и функционально расширяться с каждым этапом. Это позволит разнести во времени по этапам внедрения затраты на дорогостоящее технологическое программное обеспечение сервера и АРМ.