Главный Энергетик

ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНЫЙ УЧЕТ – ОСОЗНАННАЯ НЕОБХОДИМОСТЬ ИЛИ ОЧЕРЕДНАЯ «ЗАКОНОТВОРЧЕСКАЯ ОПАСНОСТЬ»

Медведев А. С., директор, основатель компании ООО «АЙ-ТОР» Федеральный закон 522-ФЗ от 27.12.18, получивший в обиходе название «об интеллектуальных системах учета», действует уже третий год, но в сообществе электроэнергетиков до сих пор существуют полярные точки зрения относительно его полезности, необходимости и своевременности.

Ключевые слова: коммерческий учет электроэнергии, интеллектуальный учет, 522-ФЗ, счетчики электроэнергии, измерители напряжения.

 Практика реализации положений 522-ФЗ не находит поля для широкой дискуссии в сообществе. Это может происходить по нескольким причинам. Первая: обсуждать нечего, положения закона понятны и приняты профессионалами, методы его исполнения ясны, а цели прозрачны и не вызывают сомнений и возражений. Второе: закон воспринимается как «неизбежное зло», с которым надо жить, по возможности избегая явных нарушений. При первом взгляде на положения закона возникает ощущение, что он был создан исключительно в интересах производителей электронных счетчиков.

Приэтом из виду упускаются более глобальные и системные вопросы. Во-первых, всуществующих реалиях коммерческихвзаимодействий между большим количеством участников рынка электроэнергии обеспечить достоверность и прозрачность взаиморасчетов можно только примаксимальной достоверности измерений.В сложно сконфигурированной междуразличными собственниками единойэлектрической сети обеспечить прозрачность для всех участников получается далеко не всегда. При этом надо помнить,что здесь экономия одних достигается засчет дополнительных издержек другихучастников.

Поясним тезис: пусть некая электросетевая организация поставляет электроэнергию промышленному предприятию. Ежемесячно она оценивает полезный отпуск электроэнергии опираясь на показания своих счетчиков и счетчика, установленного у потребителя. При этом, помимо полезного отпуска, сетевая компания должна также оплачивать потери электроэнергии, неминуемо возникающие в сети. Это связано с объективными физическими процессами и ошибками измерений. При этом ошибки измерений могут быть обоснованы реальными погрешностями устройств измерения или неверным применением расчетных и поправочных коэффициентов, а могут вызываться некорректными действиями участников рынка. В обоих случаях потери электроэнергии – это убыток для системы. В разные моменты времени это могут быть потери сетевой организации, которые будут компенсироваться в дальнейшем за счет роста тарифов, или потери потребителя, которые будут компенсированы за счет роста стоимости производимых им продуктов и услуг.

Таким образом, в общем снижении потерь электроэнергии в сети заинтересованы все участники рынка, но не одновременно. Это дает возможность нечистым на руку решать свои сиюминутные проблемы за счет других. И такая ситуация будет возникать всегда, когда существует возможность манипулирования данными об отпущенной и потребленной электроэнергии. На сегодняшнем уровне децентрализации энергохозяйства и при различии экономических интересов хозяйствующих субъектов весьма трудозатратно обеспечить одинаковую защиту интересов всех участников рынка.

Как правило, возможности для манипуляций связаны с несколькими объективно существующими факторами:

1. Расположение узлов учета не на фактических границах балансовой принадлежности различных субъектов рынка, а там, где это исторически сложилось или было технически более легко реализуемо, что приводит к необходимости вводить расчетные коэффициенты учета потерь. Не будет большим преувеличением сказать, что потребитель в этом случае переплачивает за потери практически всегда.
2. Очень разное техническое состояние счетчиков электроэнергии и особенно измерительных трансформаторов тока и напряжения. Во-первых, чем старше элементы узла учета, тем они менее точны. При этом нет никакой технической возможности выявить незначительные несоответствия (рост погрешности измерений) в межповерочный период. Так, если счетчик или трансформатор тока вышел из своего класса точности и, например, вместо погрешности в 0,5 % показывает 1,5 %, это в большинстве случаев невозможно установить. Учитывая выросшие за последние десятилетия межповерочные интервалы, потребитель может годами переплачивать за электроэнергию. Для крупных промышленных потребителей рост потребления на 0,5 % по году дает дополнительные расходы в миллионы рублей. Для сетевых компаний это может обернуться заметным снижением полезного отпуска и, как результат, финансовыми потерями.
3. Существующие службы транспорта и учета электроэнергии как в сетевых компаниях, так и на промышленных предприятиях не обладают ни инструментарием, ни кадровым составом, ни доступом к необходимому объему данных для своевременного и качественного анализа потерь электроэнергии и устранения причин их появления. Как результат, при среднегодовой выработке электроэнергии в Российской Федерации в размере около 1,1 трлн кВт∙ч совокупные потери составляют около 8%, что создает весомую нагрузку на экономику.

Решение этой проблемы может быть в насыщении сетевого комплекса интеллектуальными устройствами учета с автоматизированной передачей данных в центры их хранения, обработки и анализа. Современные алгоритмы работы с данными обеспечивают возможность автоматизированной локализации недостоверных узлов учета на основе балансов в режиме реального времени и взаимной верификации показаний большого количества точек учета даже в условиях серьезной декомпозиции сетевого комплекса и его динамичных изменений, связанных с появлением большого количества малых генерирующих мощностей (энергоустановок отдельных предприятий и ВИЭ). Но для этого необходимо избыточное количество узлов учета, отвечающих требованиям функционирования оптового и розничного рынков и имеющих минимальный набор интеллектуальных функций, описанных в 522-ФЗ и ряде подзаконных актов.

Кроме того, существует и вполне техническая проблема организации учета на уровнях напряжения выше 0,4 кВ. Это – невозможность прямого включения счетчиков и необходимость применять измерительные трансформаторы тока и напряжения, которые обладают большими массогабаритными показателями и требуют специальных затрат на оборудование пункта учета.

Зачастую такая проблема не имеет решения в рамках традиционных подходов и требует применения современного инновационного оборудования.

Рассмотрим несколько вариантов.
1. В кабельных сетях среднего напряжения 6 (10) кВ в современных городах широко применяются распредустройства с элегазовой (SF6) изоляцией. Это решение обладает массой преимуществ перед традиционными ячейками КРУ и КСО с воздушной изоляцией. Такие распредустройства занимают существенно меньше места, позволяя экономить площади в условиях плотной городской застройки, и обеспечивают высокую безопасность эксплуатации за счет своих конструктивных особенностей – отсутствия элементов ячейки, находящихся под высоким напряжением и не защищенных твердой или элегазовой изоляцией. Это положительное свойство имеет и отрицательную сторону – организовать в таких ячейках коммерческий учет достаточно проблематично. Если требование по организации учета сформулировано на этапе проектирования, то приходится применять штатные шкафы учета с измерительными трансформаторами тока и напряжения в литой изоляции и увеличивать габариты распредустройства, снижая эффект компактности и существенно увеличивая стоимость объекта. Если же узел учета необходимо организовать на уже введенном в эксплуатацию объекте, то такая задача может быть технически не реализуема.

В обоих случаях эффективным решением может быть применение инновационных решений серии i-TOR для кабельных сетей (рис. 1).

Рис. 1. Распредустройство 10 кВ с элегазовой
изоляцией и смонтированным на отходящей линии узлом коммерческого учета

 Измерители напряжения i-TOR монтируются непосредственно в кабельные адаптеры вместо штатных изоляционных заглушек (рис. 2). Тем самым в конструкцию распредустройства не вносится никаких изменений, снижающих его надежность и безопасность. При этом оборудование может быть установлено в течение пары часов, что существенно сокращает время отключения потребителей при такого рода реконструкции. Для подключения счетчика также используются производимые серийно многими заводами трансформаторы тока с литой изоляцией, монтируемые прямо на кабель. В результате удается организовать узел коммерческого учета непосредственно на границах балансовой принадлежности и обеспечить высокую точность измерения электроэнергии.

Рис. 2. Пример монтажа электронного измерителя напряжения i-TOR
в кабельный адаптер элегазового моноблока

Такое решение обеспечивает выполнение требований действующего законодательства и позволяет уйти от расчетных коэффициентов потерь в трансформаторе, правильно рассчитывая полезный отпуск электроэнергии.
2. Другой пример организации инструментального учета в воздушной сети 110 кВ отражает достаточно частую ситуацию, когда границы балансовой принадлежности проходят не по территории подстанции, а, например, по отпаечной опоре. Организовать учет на границе балансовой принадлежности ранее можно было только использовав большое количество дополнительного оборудования наземной установки. Фактически это означало необходимость строительства наземного пункта учета, который возводится несколько недель и стоит более 20 млн руб. в ценах 2020 г.
Пример такого наземного пункта учета приведен на рис. 3 и 4.

Рис. 3. Пункт коммерческого учета
на двухцепной линии 110 кВ на классических
измерительных трансформаторах

Рис. 4. Измерительные трансформаторы
тока и напряжения на пункте
коммерческого учета 110 кВ

Рис. 5. i-TOR-110 на двухцепной линии электропередачи 110 кВ

Инновационные цифровые пункты коммерческого учета i-TOR-110, благодаря своим малым габаритам и массе, могут быть смонтированы непосредственно на опоре ЛЭП и не требуют возведения дополнительных инженерных сооружений. Один аппарат i-TOR-110, позволяющий измерять ток и напряжение в фазе, весит не более 60 кг, тогда как комплект трансформатора тока и трансформатора напряжения классического вида весит более 600 кг. При этом не требуется возведения дополнительных инженерных сооружений, а сам комплекс коммерческого учета может быть введен в работу всего за 1–2 рабочих смены.

В результате организация узла учета в воздушной сети 110 кВ может быть выполнена на базе цифровых аппаратов i-TOR примерно в 10 раз дешевле и в 6–10 раз быстрее, чем на классических измерительных трансформаторах. Такое применение современных цифровых технологий позволяет качественно изменить подход к построению и организации достоверных систем учета электроэнергии, которые обеспечивают высокую точность измерений, сокращение нетехнических потерь участников рынка и взаимную верификацию показаний узлов учета, работающих в сети. Кроме того, широкое внедрение компактных цифровых устройств, измеряющих физические параметры сети в режиме реального времени, позволяет качественно преобразовать электросетевую инфраструктуру, обеспечив новый уровень развития отечественной и мировой энергетики.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. i-TOR-110 – эффективный инструмент повышения прибыльности энергокомпаний / А.С. Медведев // Электроэнергия. Передача и распределение. – 2016. – № 5 (38). – С. 128–130.
2. Оптико-волоконный трансформатор тока и напряжения оригинальной конструкции // Энергоэксперт. – 2012. – № 4.
3. Организация коммерческого учета электроэнергии на воздушных линиях электропередачи 35–110 кВ / А.В. Часовский, Д.В. Пустовгар // Электроэнергия. Передача и распределение. – 2021. – № 2 (65). – С. 70–75. 4. Метрологические проблемы при внедрении электронных устройств измерения тока и напряжения в высоковольтных сетях / А.С. Медведев, С.А. Засыпкин, С.И. Марценюк.
5. Электронный ресурс

Издательский дом "Панорама наука и практика"