|
| |
|
Главная страница -> Переработка мусора
Как создать аскуэ. Вывоз мусора. Переработка мусора. Вывоз отходов. СтроительствоB. А. Малафеев, канд. техн. наук, РАО «ЕЭС России» Несмотря на достаточно продолжительный период массового внедрения в практику теплоснабжения средств измерения тепловой энергии, не прекращаются споры специалистов, работающих в области теплоснабжения, приборостроения и метрологии, о том, как правильно измерять тепловую энергию, которая вырабатывается на ТЭЦ, в котельных и другими производителями тепловой энергии, а затем передается по тепловым сетям потребителям. Споры идут о том, какие средства измерения (СИ) следует применять при коммерческих расчетах, какие требования должны предъявляться к СИ в системах централизованного теплоснабжения (СЦТ) и как обеспечить их метрологический контроль. Специалисты в области приборостроения и метрологии должны решать задачи по измерению энергии на основании требований, которые определяют специалисты-технологи и специалисты в области экономики и финансов, а не наоборот. В то же время такое задание должно быть корректным с точки зрения создателей средств измерений и их метрологического обеспечения. В этой связи необходимо дать четкие ответы на следующие вопросы: - какой товар/товары продает энергоснабжающая организация потребителям тепловой энергии? - как название указанного товара/товаров соотносится с названием физических величин, которые приведены в ГОСТ 8.417-81 «ГСИ. Единицы физических величин»? - какие физические величины, используемые в технике теплоснабжения, необходимо измерять? - с какой погрешностью должны быть измерены эти величины? Кроме ответа на эти вопросы, в России весьма важно точно знать: надо ли учитывать при продаже тепловой энергии (а значит, и при ее измерении) то количество энергии, которое не связано со сжиганием топлива, а поступило в СЦТ из природных источников, например, с водой, используемой на ТЭЦ (в котельной) для восполнения утечек из системы и для нужд горячего водоснабжения? Такая постановка вопроса связана с тем, что более половины всех российских СЦТ работают по открытой схеме (с отбором воды из сети), а в крупных закрытых системах имеют место весьма ощутимые утечки и несанкционируемый водоразбор. На практике оказалось, что представители различных специальностей по-разному отвечают на эти вопросы, и как ни парадоксально это звучит, но решение о том, что нужно измерять в СЦТ, активно предлагают специалисты в области измерительной техники и метрологии исходя из узкопрофессионального понимания проблем измерения энергии. Учитывая наличие существенных разногласий, необходимо коллективное осмысление поставленных вопросов, поиск компромисса, а в идеале – достижение общего согласия, без которого невозможно наладить нормальные взаимоотношения между энергоснабжающими организациями и потребителями тепловой энергии в СЦТ, а также взаимоотношений и тех, и других с контролирующими органами (Госстандартом России, Госэнергонадзором России и т. п.). В законодательных и других нормативных документах (Гражданском кодексе РФ, законах РФ, постановлениях Правительства РФ), а также в нормативно-технических документах, таких как Правила технической эксплуатации тепловых электростанций и сетей, Нормы технологического проектирования тепловых электростанций, различные СНиПы («Котельные установки», «Тепловые сети» и др.), которые регулируют хозяйственную деятельность в сфере теплоснабжения, используется только один термин – «тепловая энергия». Наряду с ним на практике широко используется термин «тепло», который считается эквивалентом термина «тепловая энергия». В то же время эти термины отсутствуют в нормативно-технических документах по технической термодинамике, на базе которой решаются все технические задачи в области теплоснабжения. Нечеткость в определении и понимании физического смысла термина «тепловая энергия» при технико-экономических расчетах и решении других задач, связанных с продажей и коммерческими измерениями тепловой энергии, является причиной дискуссий, которые пока бесплодно ведут специалисты разного профиля (теплоснабжения, приборостроения, метрологии, экономики и права), что не способствует решению проблем, связанных с коммерческими измерениями. Поэтому для того чтобы правильно формулировать экономические и правовые обязательства, возникающие между энергоснабжающими организациями и потребителями в соответствии с требованиями Гражданского кодекса РФ и других нормативных правовых документов, необходимо четко сформулировать, что же следует понимать под терминами «тепловая энергия», «качество тепловой энергии» и «режим потребления тепловой энергии». Энергия (тепловая, механическая, электрическая, химическая, ядерная, солнечная и др.) есть общая количественная мера различных форм движения материи (от греческого energeia – действие, деятельность). Энергия как физическая величина измеряется в Джоулях (Дж). В России действует ГОСТ 8.417-81 «ГСИ. Единицы физических величин», который определяет перечень физических величин, используемых в различных областях деятельности, включая энергетику (теплоэнергетику). Указанный ГОСТ введен в действие с 19 марта 1981 года постановлением Государственного комитета СССР по стандартам и действует до настоящего времени в России. В этом ГОСТе приведены следующие физические величины: «энергия», «работа», «теплота» (количество теплоты), но отсутствуют такие, как «тепловая энергия», «электрическая энергия», «механическая энергия» и т. п., которые являются частными по отношению к общей для них физической величине под названием «энергия». Несмотря на отсутствие четко зафиксированных в нормативных документах общей и частных формулировок физических величин, охватываемых общим термином «энергия», при измерении электрической энергии, проблем, связанных с неоднозначностью понимания термина «электрическая энергия», не возникало. Но этого нельзя сказать о тепловой энергии. Постоянно возникает вопрос, какие физические величины следует использовать для обозначения товаров, продаваемых энергоснабжающими организациями (предприятиями) своим потребителям, и что соответственно следует измерять в СЦТ. Для ответа на поставленные вопросы придется обратиться не только к нормативным документам, но и к учебной и научной литературе по физике, теплотехнике и термодинамике. В качестве нормативного документа в России необходимо использовать ГОСТ 8.417-81 «ГСИ. Единицы физических величин». Кроме того, Комитет научно-технической терминологии Академии наук СССР в 1984 году выпустил «Сборник определений. Термодинамика. Основные понятия. Терминология. Буквенные обозначения величин», выпуск 103 (Москва: Наука, 1984), который наиболее квалифицированно и полно дает формулировки названных выше терминов. Анализируя эти формулировки, можно сделать вывод, что «тепловая энергия» и «теплота» – не одно и то же. Так, в сборнике определений АН СССР термин «источник теплоты» понимается как «термодинамическая система, способная отдавать или воспринимать теплоту и характеризующаяся определенной неизменной температурой». Это означает, что источником теплоты может быть в том числе и окружающая среда (атмосфера, реки, моря, водоемы). Нетрудно заметить, что термин «источник тепловой энергии», используемый специалистами в области централизованного теплоснабжения, – это нечто другое, а именно: котельные установки, которые преобразуют химическую энергию топлива в потенциальную энергию пара и/или горячей воды, теплофикационные установки тепловых электростанций (ТЭЦ), а также другие технологические установки, в которых в процессе работы образуются избыточные потоки тепловой энергии, пригодной для удовлетворения технологических и/или бытовых нужд потребителей тепловой энергии. Теплота – вид энергии, передаваемой в форме неорганизованного хаотического движения молекул рабочего тела, и является количественной энергетической характеристикой процесса передачи энергии от одной термодинамической системы (тела) другой или в окружающую среду. В сборнике определений АН СССР теплота определяется как «энергия, передаваемая более нагретым телом менее нагретому, не связанная с переносом вещества и совершением работы». Из этой формулировки следует, что мерой тепловой энергии может служить теплота (количество теплоты). В случае когда передача энергии осуществляется в организованной форме, речь идет о работе. В сборнике определений АН СССР дана следующая формулировка этого вида энергии: «работа – энергия, передаваемая одним телом другому, не связанная с переносом теплоты и/или вещества». Попутно следует отметить, что работа может быть полностью преобразована в теплоту, но полностью преобразовать теплоту (энергию в неорганизованной форме) в работу (энергию в организованной форме) нельзя: действует запрет, накладываемый вторым законом термодинамики. Опыт применения в России термина «теплота» в СЦТ показал, что использование одного этого термина в теплоснабжении в коммерческих целях недостаточно. Так, если на границе передачи энергии отсутствует пограничная поверхность (теплообменный аппарат) и/или рабочее тело отбирается из системы, измерить количество теплоты крайне сложно, а нередко и невозможно. Поэтому если учесть, что в подавляющем большинстве российских СЦТ (в отличие от зарубежных) на границе передачи энергии отсутствуют теплообменные аппараты (потребители присоединяются к тепловой сети по так называемой зависимой схеме), а в каждой второй системе теплоноситель отбирается из тепловой сети (открытая схема теплоснабжения), весьма полезно рассмотреть и другие физические величины, которые также могут служить мерой (количественной характеристикой) тепловой энергии, передаваемой и используемой в СЦТ. К таким физическим величинам, приведенным в ГОСТ 8.417-81 и в сборнике определений АН СССР, можно отнести «термодинамические потенциалы» и, наиболее часто используемые из них, «внутренняя энергия» и «энтальпия». Внутренняя энергия – это энергия хаотического движения молекул и атомов, включающая энергию поступательного, вращательного и колебательного движений (как молекулярного, так и внутримолекулярного), а также потенциальную энергию сил взаимодействия между молекулами. Согласно сборнику определений АН СССР внутренняя энергия – это функция состояния закрытой термодинамической системы, определяемая тем, что ее приращение в любом процессе, проходящем в этой системе, равно сумме теплоты, сообщенной системе, и работы, совершенной над ней, а энтальпия – функция состояния термодинамической системы, равная сумме ее внутренней энергии и произведения давления на объем системы (потенциальной энергии источника внешнего давления). В отличие от теплоты и работы энтальпия (как и внутренняя энергия) является термодинамическим потенциалом или функцией состояния и определяется произведением массы рабочего тела (теплоносителя) на удельную (отнесенную к единице массы) энтальпию. А поскольку энтальпия является потенциалом, то она должна отсчитываться от какого-либо заданного термодинамического уровня, который, в свою очередь, характеризуется определенной температурой. В технической термодинамике, температурой, которая принимается за точку отсчета, принято считать 0 °C. Для определения (измерения) энтальпии достаточно измерить массу, температуру и давление теплоносителя. Это легко сделать на любом трубопроводе, транспортирующем пар или горячую воду, например, в подающем и обратном трубопроводах на источнике тепла, на границе магистральных и распределительных тепловых сетей, на ЦТП, на тепловых вводах потребителей, т. е. в любой точке СЦТ, где происходит передача (купля-продажа) тепловой энергии. Этот экскурс в теорию был необходим для правильного понимания вопросов, связанных с коммерческими взаимоотношениями энергоснабжающих предприятий и потребителей тепловой энергии и с ее измерениями. В случае когда в качестве товара в СЦТ будет использоваться такая физическая величина, как теплота, которая является функцией процесса передачи энергии (а не функцией состояния системы), возникают проблемы как технического, так и коммерческого (правового и финансового) порядка. Выше отмечалось, что теплота может быть измерена только при наличии на границе передачи энергии теплообменных аппаратов и при условии, что масса теплоносителя, отдающего (принимающего) энергию, остается постоянной и теплоноситель не отбирается из системы. Другими словами, на коммерческих сечениях СЦТ должны устанавливаться весьма дорогие теплообменные аппараты. В большинстве российских СЦТ на коммерческих сечениях теплообменные аппараты отсутствуют, а теплоноситель отбирается из тепловой сети, меняя своего собственника. Поэтому значительно проще и понятнее и для продавца, и для покупателя использовать в качестве меры тепловой энергии не теплоту, а термодинамический потенциал теплоносителя в форме энтальпии, которая легко определяется на основании прямых измерений температуры, давления и расхода (массы) теплоносителя в коммерческих сечениях тепловых сетей. Разность энтальпий теплоносителя в подающих и в обратных трубопроводах количественно будет равна тепловой энергии, отданной источником тепла в тепловую сеть и/или принятой потребителем. В случае отбора теплоносителя из СЦТ, т. е. при неравенстве масс теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах тепловой сети, разность энтальпий в этих трубопроводах будет включать и энтальпию теплоносителя, невозвращенного в СЦТ. Причем эта энтальпия будет отсчитана, как указывалось выше, от 0 °C. От того, как энергоснабжающая организация и потребитель решат вопрос об измерении тепловой энергии (в виде теплоты или в виде энтальпии теплоносителя), во многом будут зависеть схемы тепловых вводов, схемы измерительных систем и типы средств измерения, условия договора теплоснабжения и др. Так, в случае измерения теплоты, помимо теплообменных аппаратов на тепловых вводах, необходимо устанавливать как минимум два счетчика: один – счетчик тепловой энергии в контуре теплообменного аппарата, являющегося передающей поверхностью, а второй – счетчик горячей воды на трубопроводе подпитки потребительского контура, т. к. измерение количества теплоты, передаваемой с сетевой (горячей) водой, которая не возвращается на источник, практически невозможно. То же можно сказать об измерении количества теплоты у потребителя, питающегося по одному паропроводу или трубопроводу горячего водоснабжения. Это объясняется тем, что неизвестна разность (перепад) температур теплоносителя, который не был возвращен на источник тепла, и неизвестно, до какой температуры будет охлажден теплоноситель у потребителя. Предложение о том, что для решения указанной проблемы можно пользоваться данными по нагреву воды, используемой на источнике тепловой энергии для восполнения утечек и/или водоразбора из системы, в общем случае некорректно. Например, как поступать в тех случаях, когда в системе теплоснабжения работает несколько источников тепловой энергии и каждый источник восполняет утечки и водоразбор из тепловой сети, используя холодную воду из разных систем водоснабжения? В то же время отказ от измерения теплоты дает возможность перейти на более простые принципы построения тарифов на тепловую энергию в СЦТ, а именно: в качестве товара может использоваться сам теплоноситель, а его термодинамические параметры будут определять энергетическую ценность товара. Это вполне оправдано, т. к. именно термодинамические параметры характеризуют состояние термодинамической системы. В рассмотренном случае регулирующие органы (РЭК или ФЭК) будут устанавливать уровень тарифов на теплоносители в зависимости от того, какие затраты понесла энергоснабжающая организация – производитель тепловой энергии для подготовки теплоносителей с заданными термодинамическими параметрами. Отметим также, что термодинамические параметры теплоносителей могут служить характеристикой «качества тепловой энергии». Аналогом такого подхода к тарификации энергоресурсов могут служить системы газоснабжения и сети бензоколонок, которые продают своим потребителям газ (тыс. м3) и бензин (литр или тонна). При этом цена устанавливается в зависимости от энергетической ценности энергоносителей. С коммерческой точки зрения тепловая энергия (как и электрическая) – это товар, и поэтому измерение тепловой энергии должно осуществляться строго в соответствии с Законом РФ «Об обеспечении единства измерений», т. е. с учетом всех процедур, предусмотренных Законом, включая разработку и утверждение в органах Госстандарта России методик выполнения измерений. Там, где система теплоснабжения на 100 % закрытая, т. е. где массы теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах равны, можно измерять количество теплоты. Но там, где это условие не соблюдается, проще и корректнее измерять энтальпию и массы теплоносителей. Здесь следует отметить, что энергоснабжающую организацию по большому счету не интересует, какие процессы происходят в системах теплопотребления с изменением термодинамических и массовых характеристик теплоносителя. Интерес представляет только разность энтальпий и разность масс теплоносителя на входе и выходе системы теплопотребления на границе передачи (продажи) энергии и теплоносителей. Используя энтальпию во взаиморасчетах между энергоснабжающей организацией и потребителями (а значит, и при измерении тепловой энергии), теплопотребляющие системы и установки можно рассматривать как «черный ящик», в который вошел подающий трубопровод и вышел – обратный. При этом для энергоснабжающей организации не важно, какие теплообменные аппараты используют потребители в своих теплоиспользующих установках. Важно, чтобы они (потребители) не нарушали договорные режимы теплопотребления. Особенностью экономических (коммерческих) взаимоотношений между энергоснабжающими организациями и потребителями является то, что тепловая энергия (как и электрическая) проявляет себя как особый товар со специфическими свойствами, потому что в отличие от других видов товаров тепловая энергия не может быть складирована, запасена впрок в объемах, достаточных для коммерческих целей, используется практически в момент его производства (если не учитывать время, необходимое на передачу теплоносителя от источника до потребителей). Указанные свойства тепловой энергии как товара отражены в Гражданском кодексе РФ, который требует, чтобы в договоре теплоснабжения обязательно были указаны, кроме количества тепловой энергии, ее качество, а также режимы потребления. Причем последние должны измеряться так же, как и количество энергии. В отличие от качества электрической энергии, которое указано в соответствующем ГОСТе, качество тепловой энергии никак не определено, не формализовано. Более того, как показали исследования (проведенные в Западном филиале ВТИ, в Белоруссии, в Минске), создать ГОСТ на качество тепловой энергии невозможно: слишком разнообразны условия подачи тепловой энергии многочисленным потребителям и слишком различаются требования потребителей к термодинамическим параметрам теплоносителей и к режимам их подачи потребителям. Учитывая это, устанавливать требования к качеству тепловой энергии следует индивидуально с каждым потребителем при заключении договора теплоснабжения. Критериями (показателями) качества тепловой энергии могут быть термодинамические параметры теплоносителя (температура и давление), о чем было сказано выше. Для водяных систем теплоснабжения предлагается дополнительно указывать также минимальный перепад (разность) давлений сетевой воды в подающих и обратных трубопроводах на границе купли-продажи тепловой энергии и теплоносителей, потому что располагаемый перепад давлений определяет возможности потребителя прокачивать через свои системы теплопотребления требуемое ему количество теплоносителя без установки (или с установкой) насосов. Выше отмечалось, что в СЦТ, помимо тепловой энергии, товаром является и теплоноситель, т. е. рабочее тело (горячая вода, пар, конденсат), с помощью которого осуществляется передача энергии. Поэтому измерению подлежит и разность расходов (масс) теплоносителя, поданного и возвращенного в тепловую сеть или непосредственно на источник тепловой энергии. Это весьма важно, потому что в России каждая вторая система те-плоснабжения работает по открытой схеме с отбором сетевой воды из СЦТ для нужд горячего водоснабжения, но в закрытых системах сетевая вода зачастую не возвращается в тепловую сеть в полном объеме. При разработке тарифных систем, а также при измерении и учете тепловой энергии это обстоятельство до последнего времени считалось несущественным и обычно не учитывалось. В новых экономических условиях вопросы измерения расходов (масс) теплоносителей и особенно разности масс теплоносителей, подаваемых и возвращаемых в тепловую сеть, требует такого же внимания, как и другие проблемы, связанные с продажей тепловой энергии. Сетевая вода и конденсат являются такими же товарами, как и тепловая энергия, и поэтому должны соответствующим образом оплачиваться потребителями. Одним из сложных вопросов, который постоянно дискутируется специалистами в области техники теплоснабжения, измерительной техники и реже экономистами, является вопрос о необходимости учета или неучета тепловой энергии, содержащейся в воде, которая используется для восполнения потерь и/или для горячего водоснабжения. Исторически сложилось так, что при подготовке отчетов по форме 6 ТП для Госкомстата бывшего СССР, а сегодня Госкомстата России количество тепловой энергии, отпускаемой от источников внешним потребителям, определялось по количеству энергии топлива, которое было сожжено в топках котлов ТЭЦ и котельных. Для этого количество тепловой энергии, которое содержится в воде, расходуемой на подпитку систем теплоснабжения, вычиталось из общего объема выработки тепловой энергии. Соответственно эта энергия учитывалась (вычиталась) и при определении количества тепловой энергии, полученной потребителями. В результате измерение количества тепловой энергии, полученной потребителями из СЦТ с отбором теплоносителя, стало практически не решаемой проблемой, потому что метрологически корректное измерение на тепловых вводах потребителей температуры так называемой холодной воды, которая используется для подпитки системы теплоснабжения, очень дорого или невозможно. Кроме этого, положение о том, чтобы не учитывалась тепловая энергия, полученная из окружающей среды либо за счет вторичных энергоресурсов, создало условия незаинтересованности предприятий в вовлечении в тепловой баланс энергоресурсы от источников сбросного тепла промышленности. В новых экономических (рыночных) условиях деление тепловой энергии на топливную и бестопливную явно нецелесообразно. Поэтому в последнее время все чаще обсуждается вопрос о том, чтобы вода, поступающая на источник тепла для возмещения утечек и водоразбора, является таким же сырьем, как топливо, химреагенты и другие материалы, которые используются для производства тепловой энергии и теплоносителей. При такой постановке вопроса на ТЭЦ и в котельных следует учитывать полностью тепловую энергию как топливную, так и бестопливную, приняв температуру холодной воды, равной 0 °C, как и при определении энтальпии теплоносителя. Учитывая, что затраты источника тепловой энергии не зависят от способа учета тепловой энергии (эти затраты останутся неизменными), при суммировании топливной и бестопливной энергии стоимость единицы тепловой энергии (тариф) будет ниже тарифа, в котором учтена только топливная энергия. Указанное снижение тарифа будет строго пропорционально увеличению объемов продаваемой энергии. Это означает, что потребитель и при новой системе измерений будет платить энергоснабжающей организации ровно столько, сколько он платил прежде, но при этом снизятся затраты на измерение тепловой энергии и как следствие снизятся тарифы для рядовых потребителей, у которых эти затраты весьма ощутимы. При переходе к рыночным методам формирования энерготарифов производство (генерация) тепловой и электрической энергии будет отнесена к конкурентным (нерегулируемым) видам деятельности, поэтому тарифы (цены) на тепловую энергию на коллекторах источников энергии будут определяться рыночными механизмами. В результате проблема, связанная с измерением и учетом температуры «холодной» воды станет неактуальной и потеряет смысл. Из этого можно сделать вывод о целесообразности уже сегодня отказаться от измерения и учета температуры холодной воды, приняв ее равной 0 °C. В заключение следует сказать, что одним из основных критериев целесообразности усложнения измерительных систем и средств измерений с целью повышения точности и справедливости измерений тепловой энергии и теплоносителей (например, за счет вычитания бестопливной энергии) является снижение размера финансового счета, предъявляемого потребителю, т. к. в любом случае именно потребитель оплачивает через тариф затраты на измерение независимо от того, кто их несет: потребитель, энергоснабжающая организация, сбытовая организация или компания – посредник между продавцом и покупателем энергии. Можно очень точно (но дорого!) измерить количество отпускаемой и потребляемой энергии и теплоносителей, затратив при этом денег больше, чем их будет сэкономлено за счет повышения точности измерений.
Второе письмо главному энергетику Здравствуй Главный, Давно не виделись. Говоришь, старший у тебя уже в институт поступил? Молодец. А у нас все по-прежнему – делаем АСКУЭ. А ты как? На ФОРЭМе был? Не успел? Теперь хочешь выти на оптовый рынок. Многие хотят. Но не все. Хотя ничего сложного, не полет в космос. Технология цифрового учета принципиально не изменилась. К тому же если тебе удалось хоть что-то воплотить в жизнь из моих рекомендаций ( ), то ты на полпути к успеху. Но, давай по порядку. Узнав о более низких тарифах, многие предприятия, как и твое, задумались о том, стоит или нет покупать электроэнергию с оптового рынка. Что надо делать в первую очередь, известно всем – создать АСКУЭ. Как говориться дело не хитрое. Однако создавать надо будет уже не АСКУЭ, а АИИС КУ. Систему, которая к тому же будет иметь свой класс качества. Кроме того, теперь стоимость оборудования, по сравнению со стоимостью работ, значения уже особого не имеет. А все требования к системам учета оптового рынка выдает НП АТС . Конечно, вопрос выхода на рынок намного масштабнее, чем способы создания АСКУЭ. Тем не менее, на сегодня нельзя сказать, что требования даже к системам учета окончательно утверждены. Поэтому я коснусь лишь некоторых новых моментов, связанных с созданием систем учета для оптового рынка электроэнергии (ОРЭ). И покажу, как создают системы учета (АСКУЭ-АИИС) в 2004 г. Заказчики Эльстер Метроника. В декабре 2003 г. на наблюдательном совете НП АТС утверждены регламенты оптового рынка электроэнергии, а также требования к системам коммерческого учета субъектов ОРЭ. Они включают в себя как технические требования (к приборам и системам учета, к каналам связи и программному обеспечению), так и организационные мероприятия, которые необходимо выполнить при создании систем АСКУЭ (внесение в госреестр, разработка методик выполнения измерений, программы испытаний, пуско-наладка, опытная эксплуатация, приведение в соответствие измерительных цепей и т.д.). В связи с этим, не только оборудование и системное решение АСКУЭ, но и документация, оформляемая на систему и все документы, регламентирующие сдачу системы, должны быть выполнены в полном соответствии с требованиями НП АТС . Бумажные проблемы выросли на порядок. АИИС КУ По мнению НП АТС , так как в термине АСКУЭ отсутствует слово измерение , то АСКУЭ находится вне существующего правового поля нормативных актов и документов. Поэтому для выхода на оптовый рынок электроэнергии (ОРЭ) необходимо создавать не АСКУЭ, а систему учета в виде АИИС КУ (АИИС КУЭ) – автоматизированную информационно-измерительную систему коммерческого учета электроэнергии . Не все с этим согласны. Ведь до сих пор во всех энергосистемах и на промышленных предприятиях продолжают работать и создаваться новые системы АСКУЭ. Они признаются Госстандартом и используются при расчетах, и не у кого не остается сомнения в их наименовании. Ну что ж, посмотрим, насколько успешной будет борьба с устоявшимися уже более 20 лет стереотипами. Аккредитация На сегодня (июнь 2004 г.) около 20 компаний уже аккредитованы НП АТС на поставку оборудования, проектные, монтажные и наладочные работы в области создания АСКУЭ для ОРЭ. Аккредитация подтверждает компетенцию и технологическую готовность организаций, выполнить требования НП АТС . Кроме того, по задумкам НП АТС , аккредитация приведет в порядок деятельность организации и, с точки зрения, качества работ и дисциплинированности по исполнению своих обязательств. Для НП АТС это также возможность ведения единой технической политики, обеспечение унификации проектных решений. Таким образом, аккредитация дает возможность тебе как Заказчику снимать часть риска, связанную с тем, что подрядчик не знает требования к качеству и составу работ, которые должен будет выполнить, обеспечивает доверие субъектов рынка к поставщикам системных решений. Аккредитация ведется по шести основным областям создания АИИС: - Предпроектное обследование. - Проектирование. - Производство оборудования. - Поставка оборудования. - Монтаж и наладка. - Эксплуатация и метрологическое обслуживание. Заметь, что приведенный перечень далеко не исчерпывает весь спектр работ, которые необходимо выполнить, чтобы создать систему АСКУЭ. Класс качества В начале 2004 г. были создана Методика присвоения коэффициента класса качества АИИС коммерческого учета электрической энергии (мощности) субъекта оптового рынка , более известная как Приложение №11.2 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка. У субъектов ОРЭ появился ещё один экономический стимул повышать качество своих систем учета электроэнергии. Что это значит. Измерительный канал АИИС состоит из измерительных трансформаторов тока, напряжения и счетчика. Так как современные АИИС имеют иерархическую структуру, где на разных уровнях происходит измерение, сбор и обработка информации, то необходимо, чтобы АИИС соответствовала и ряду других показателей, кроме метрологических. Поэтому был введен, так называемый, коэффициент класса качества систем АИИС. Коэффициент класса качества – это показатель, при расчете которого учитывают все свойства системы учета. Во-первых, это надежность системы, её способность сохранять во времени все заданные характеристики и параметры. Надежность зависит и от надежности всех входящих в систему компонентов: трансформатора тока, счетчика, УСПД, сервера, модема, канала передачи данных, системных решений. Но также и от принятых системных решениях (например, в иногда необходимо резервирование, дублирование определенных функций, обеспечение ЗИП и т.д.). Следующий показатель – защищенность системы от незапланированного доступа к техническим компонентам и программным средствам, с описанием уровня защиты. Еще два важных показателя: функциональная полнота, т.е. способность АСКУЭ выполнять обязательные функции, предусмотренные Техническими требованиями и степень автоматизации, которая определяет долю участия субъективных факторов в функционировании системы (например, персонала) и как следствие, её эффективность. Эти показатели включают в себя, например, возможность автоматизированной передачи данных с определенной частотой, коррекции времени, цикличности измерений и сбора информации, передачи информации в различные точки и ее хранение. Каждый из перечисленных показателей обладает набором параметров. Параметры занесены в таблицу и приведены в Технических требованиях. Рассчитать коэффициент класса качества можно самим, используя таблицу и формулу в Методике. В таблицу заносят данные оцениваемой системы, и по совокупности необходимых параметров и параметров этой системы вычисляют интегральный показатель, коэффициент класса качества данной АСКУЭ. Надо понимать, что технические требования к системе устанавливает не только НП АТС . У тебя как у Заказчика, могут быть свои причины для применения тех или иных решений. Например, требования безопасности на атомных станциях накладывают ограничения на допуск во внутрикорпоративную сеть передачи данных. Присвоенный коэффициент класса качества затем предполагается использовать для расчетов на рынке, например, при распределении небаланса. Небаланс появляется, когда две сопоставляемые, поверенные в рамках закона, системы показывают разные значения. Например, 100 и 105 единиц. В результате надо рассчитать возникший небаланс равный пяти. Финансовое значение этого небаланса будет распределяться с учетом коэффициента класса качества системы. Система с худшим показателем качества берет на себя четыре единицы небаланса, а система с лучшим классом качества только единицу. Воспользовавшись данной методикой, ты можешь сам определить наиболее выгодные для себя пути развития твоей системы. Оценивая стоимость тех или иных работ, можно найти компромисс между финансовыми затратами и выгодами от улучшения класса качества. Ты можешь выйти на рынок с системой с низким коэффициентом класса качества. Но знай, что это принесет тебе определенные экономические последствия. Тем не менее, в дальнейшем ты можешь улучшать коэффициент класса качества своей системы, а все изменения будут зафиксированы в финансово-расчетных системе и пересчитаны. Обратить твое внимание хочу и на то, что эту новую оценку, пока непривычную, стоит учитывать на всех фазах разработки системы учета – при выборе поставщика, генподрядчика, на каждом этапе технического задания. Появился механизм для оценки деятельности Поставщика системы АСКУЭ. Сертификация Есть еще много вопросов, которые обсуждаются сегодня на разных уровнях. Например, порядок сдачи системы АСКУЭ в эксплуатацию. Известно, что федеральный закон о единстве измерений требует, чтобы любое средство измерения было внесено в государственный реестр с утверждением типа средства измерения. По общепринятой практике это значит, что, если счетчик имеет сертификат, УСПД имеет сертификат, ИВК имеет сертификат – то этого достаточно. Теперь утверждается, что т.к. система АСКУЭ является информационной измерительной системой произведенной в единичном экземпляре, то она целиком является измерительным средством и должна иметь свой тип средства измерения, утвержденный Госстандартом. Каждая информационно-измерительная цепь является конкретным средством измерения, в неё входит конкретный тип трансформатора тока и напряжения, конкретная система связи – от УСПД до счетчика и от УСПД до ИВК, конкретный алгоритм, по которому выполняются вычисления, потери от точки поставки до точки измерения. И, несмотря на то, что все эти элементы имеют государственный сертификат, систему в комплексе нужно сертифицировать. Например, предприятие сертифицирует набор информационно-измерительных цепей и в результате у него получается следующая комбинация. Пять типов трансформаторов, которые используются в работе, четыре типа трансформаторов, которые планируется использовать, один тип УСПД и три типа счетчиков. В результате мы будем иметь сертификат на новый тип измерения, например, АСКУЭ ОМСКЭНЕРГО. Кроме того, любые изменения в процессе эксплуатации потребуют очередной повторной сертификации. Не говоря уже о том, что для того чтобы предприятие могло производить измерение электроэнергии, у него должно быть не только средство измерения, даже с государственным сертификатом, но и весь необходимый комплект документов. И, прежде всего, это методика выполнения измерения. Предприятию необходимо разработать методику выполнения измерения и внести ее в государственный реестр методик, разработать методику поверки и также утвердить в Госстандарте. Стоимость проекта Поэтому не удивляйся. Но сегодня стоимость оборудования от величины всего контракта по созданию АИИС для ОРЭ составляет всего 25-30%. Где-то четверть затрат идет на пуско-наладку, монтаж и прочее. Сильно возросла стоимость проектных работ, работ по аттестации и сертификации системы, оформлению сопутствующих документов. Т.е. та бумажная работа, которая сейчас появилась, занимает, чуть ли не 50% от стоимости всего контракта. Так что теперь ты можешь, как никогда, выбрать для себя любое оборудование, какое тебе нравится. Самое современное, самое лучшее, самое надежное. Экономия на новом оборудовании в целом проекте будет практически незаметна. А экономия от внедрения системы, от скорости ее внедрения, от надежности ее работы будет максимальной и существенной. По опыту работы по созданию АСКУЭ можно сказать только одно – чем раньше ты создашь свою систему, тем дешевле она тебе обойдется. А сэкономленные средства за счет ее внедрения в дальнейшем можешь пустить на модернизацию существующей системы, под вновь принимаемые требования и законы. Сроки создания АСКУЭ В предыдущие годы ты размещал заказ на производство оборудования, и приступал к выполнению проекта. Оборудование изготавливалось, монтировалось, система сдавалась в опытную эксплуатацию, и через 2 месяца, автоматом , в промышленную. Сегодня, с ростом различного рода согласований и бумажных оформлений (см. перечень работ по созданию АИИС), и, учитывая, к тому же постоянные доработки и изменения требований, сроки создания АСКУЭ существенно выросли. Так, в бизнес процессе создания, подготовленным НП АТС , указаны следующие стадии и сроки создания систем учета: 1. Предпроектная (0,5-3 мес.) 2. Разработка концепции (1-1,5 мес.) 3. Разработка технического задания (1-2 мес.) 4. Разработка проектной документации (1,5-4 мес.) 5. Ввод в действие (3-9 мес.) Получается, что реально на создание АИИС требуется от 1 года до 2 лет. Что, естественно, устраивает далеко не всех. Так как задержка ввода системы в эксплуатацию, хотя бы на месяц, уже приводит к существенным дополнительным расходам. У многих Заказчиков сегодня очень большие претензии по срокам. У тебя могут возникнуть потери, связанные с нарушением сроков поставки оборудования со стороны поставщика, с невозможностью согласовать проект, с несвоевременностью ввода в эксплуатации того или иного оборудования, и как, следствие, не вовремя сдача в НП АТС . Поэтому так важно выбрать поставщика оборудования, который дает гарантированные сроки. А учитывая и огромное количество прочей работы, не связанной с поставкой оборудования, – и генподрядчика. Генподряд Ясно, что для Заказчика теперь возрастает роль интегратора, генподрядчика, который берет на себя задачу создания системы учета требуемого качества, под ключ , с выполнением всех требований закона и в определенные сроки. Здесь необходимо быть очень внимательным. Так как часто бывает, что многие поставщики систем учета, которые ранее не создавали АИИС для оптового рынка, даже не представляют себе полного объема работ, которые необходимо сделать, чтобы сдать систему в промышленную эксплуатацию. За счет этого, и получается такая существенная разница в сегодняшних тендерных предложениях. Наша компания иногда тоже выступает в качестве генподрядчика. И мы предлагаем решения по созданию АСКУЭ (АИИС) в едином комплексе. И производство и поставку оборудования. Обследование, разработку проекта, монтаж, сдача в промэксплуатацию и т.д. Возросшие требования к работам заставили нас значительно увеличить количество специалистов, работающих над проектом. Дополнительно к отделу продаж и маркетинга, производству и разработчикам АСКУЭ, добавились два больших подразделения: Отдел управления проектами и Отдел инжиниринга. Наши специалисты выезжают на объекты для предпроектного обследования, разрабатывают проект, ведут шеф-монтаж, наладку и т.д. При этом возможно подключение различных субподрядчиков, но ответственность за проект и его внедрение остается на Эльстер Метроника. Для всех компаний, которые выступают генподрядчиками или внедряют АСКУЭ для себя, важным и необходимым является следующее. Первое – это гарантированная надежность системы. Что трудно достичь на каком-то новом не проверенном оборудовании. Не у всех есть подтвержденные статистические данные по надежности. Ведь НП АТС будет отслеживать и жизненный цикл АСКУЭ. Т.е. какие сбои дает система и почему. Либо ошибки проектировщика, либо ошибки производителя, либо технологические нарушения самого пользователя. А второй – это гарантированные встречные обязательства и сроки. Внедрения Эльстер Метроника создает системы АСКУЭ-АИИС для ОРЭ. И в, какой-то степени, является законодателем мод на этом рынке. Практически ежедневное взаимодействие с НП АТС и другими организациями, дает нам возможность быть в курсе не только самых последних принятых документов, но и тех, которые еще только в разработке. Что позволяет гарантированно создавать системы учета, отвечающие требованиям оптового рынка. Сегодня в работе находится множество проектов, как уровня страны, так и отдельного региона. Например, успешным примером внедрения системы учета в этом году может послужить проект создания АСКУЭ для комбината ОАО Северсталь , который с 1 мая принимает участие в торгах на покупку электроэнергии. Система создана по требованиям НП АТС . В проекте участвовало 3 организации. Эльстер Метроника занималась разработкой, производством и поставкой оборудования АСКУЭ. Институт проектирования систем учета взял на себя оформление всей проектной документации, разработку технического задания и проекта. Энергопромсервис – генподрядчик, отвечающий за своевременность всех этапов работы, за монтаж, шефмонтаж, пуско-наладку и непосредственную сдачу системы в эксплуатацию. По договоренности с АО-Энерго, все точки учета были перенесены на сторону Северстали. Что часто вполне оправдано. Трудности по организации работ на чужих объектах могут существенно затянуть внедрение системы. Всего получилось 55 точек учета. Установлены счетчики электроэнергии ЕвроАЛЬФА. В оперативном порядке были решены вопросы по организации связи. Основной канал – это оптика, резервный канал – это GSM связь. Когда окупится система? Есть субъекты крупные, которые меньше чем за месяц окупают себя, как Северсталь . А есть субъекты мелкие, которым не выгодно самостоятельно заниматься системой АСКУЭ, а проще отдать это на сторону. Предприятия, конечно, получат меньше прибыли, но все равно, из-за разницы в тарифах, будут эту прибыль иметь. Этим занимаются энергоснабжающие компании. Например, на Урале ЗАО Энергопромышленная компания устанавливает на предприятиях АСКУЭ, а потом закупает для них электроэнергию с оптового рынка. Эльстер Метроника совместно с Энергопромышленной компанией создали первые две системы АСКУЭ по требованиям НП АТС на предприятиях УГМК: ОАО Уралэлектромедь и ОАО Среднеуральский медеплавильный завод . Теперь ты все знаешь. Подробнее о системах АИИС для оптового рынка смотри на сайте . Привет жене. Может, махнем следующим летом в Карелию? Мгновенный вывоз строительного мусора дорого. Вывоз строительного мусора Арбатская. Новая страница 1. Отсутствие государственного регулирования. Инвестиционное предложение. Энергоэффективность. Поташник с. Главная страница -> Переработка мусора  |
