ИСУ-М. Интеллектуальная система учёта электроэнергии с оперативным контролем метрологических характеристик измерительных комплексов

Область знаний: «Информатика, Математика, Социология, Физика, Экономика»

Тематика Энергопрорыв-2017: «Умный учет: повышение удобства для потребителей и снижение коммерческих потерь»

Социальная активность: 53

Команда + Вступить в команду

Описание

ИСУ-М является интеллектуальной системой учёта электроэнергии с оперативным контролем метрологических характеристик измерительных комплексов. Также позволяет вести онлайн мониторинг коммерческих потерь и в темпе реального времени обрабатывать измерения, поступающие от систем учёта электроэнергии субъектов Единой энергосистемы, оперативно обеспечивать контроль балансов по фрагментам электрической сети, ЛЭП, подстанциям, РЭСам и Электросетевым предприятиям. На основе математической обработки измерений система позволяет своевременно локализовать и устранить источники коммерческих потерь, а также выявлять компоненты системы учёта и измерительных комплексов электроэнергии (трансформаторы тока, напряжения, кабельные линии, счётчики) которые по причине неисправности, требуют особого внимания обслуживающего персонала и/или внеочередной метрологической поверки или полной замены. В нормальном режиме функционирования позволяет расчётным способом получить контрольные метрологические характеристики измерительных комплексов электроэнергии и вести их контроль на всём интервале жизненного цикла информационно-измерительной аппаратуры до наступления межповерочного интервала или вплоть до завершения срока службы оборудования.

ИСУ-М интегрируется в существующую систему учёта электроэнергии АИИС КУЭ, работающую на часовых или получасовых интервалах времени и является программно-аппаратной надстройкой к действующей системе АИИС КУЭ. Обязательным условием функционирования ИСУ-М является наличие системы АИИС КУЭ (можно совместно с АСТУЭ) на энергообъекте генерации, сетевой компании или потребителя. Присутствие системы АИИС позволяет установить ИСУ-М в виде программной надстройки и вести оперативный контроль достоверности показаний коммерческого учёта не только на РЭСах или энергообъектах и подстанциях, но и по отдельным измерительным комплексам и их комплектующим. В свою очередь, система учёта, работающая на месячных интервалах времени и/или с использованием индукционного учёта, совмещённого с самосписыванием показаний, не позволяет осуществить внедрение ИСУ-М.

Существующие системы учёта, функционирующие на оптовом и розничном рынках электроэнергии в качестве основного протокола обмена данными используют МЭК 61850. Предлагаемый ПАК работает на основе протокола МЭК 61850. Рабочий формат может быть любым, вплоть до протоколов формата *.xlsx. Также ИСУ-М является адаптивной к любым информационным системам, используемым в электроэнергетике, таких как ОИК Диспетчера, SCADA, PSI, Телескоп, Энергосфера, CIM и т.д.

Аналогов ИСУ-М позволяющего решать группу поставленных или аналогичных задач в ходе изысканий, проводимых 15 лет, в отечественных и зарубежных энергосистемах не выявлено. Однако установлено, что в некоторых зарубежных электросетевых компаниях данная проблема имеется и устраняется путём установки двух коммерческих измерительных комплексов учёта электроэнергии на границе раздела балансовой принадлежности, что в условиях функционирования Российской электроэнергетики достаточно капиталоёмко и не всегда экономически обосновано.

Опыт проведения энергоаудитов в Филиалах электросетевых компаний ОАО "МРСК Урала" и АО «Тюменьэнерго» показал, что проблема коммерческих потерь наиболее актуальна для электросетевых компаний. Так, уровень коммерческих потерь за 1 год может составлять до 1 млрд. руб. по региону (электросетевому предприятию с объёмом электропотребления порядка 50 млрд.кВтч). Опыт продаж 1 комплекта ИСУ-М может составлять до 10 млн.руб. Управление и сопровождение ПО со стороны филиала «Россети» требует создания 1-2-х рабочих мест оператора ИСУ-М в составе Службы транспорта электроэнергии (СТУ) или в составе Центра управления сетями (ЦУС) с годовым фондом оплаты труда до 1 млн.руб. Таким образом, срок окупаемости ИСУ-М при правильной постановке процессов и наличии квалифицированного персонала составит до 1 года. При требуемом обучении персонала и его специальной подготовке, а также проведении специальных юридических работ по взысканию финансовых средств с неплательщиков и/или с юридических лиц занимающихся осознанным или неосознанным хищением электроэнергии, срок окупаемости может составлять до 2-5 лет в зависимости от Филиала – электросетевой компании и годового объёма отпускаемой ей электрической энергии потребителям

В чем нуждается проект

1. Создание дружелюбного и эргономичного интерфейса; 2. Опытное онлайн тестирование системы самодиагностики; 3. Интеграции коммерческих интересов электросетевых компаний и производителей систем учёта электроэнергии с энергосбытами и НП АТС

Что может предложить проект

Выявление и ликвидация коммерческих потерь электроэнергии. Высокую финансовую эффективность. При капиталовложениях в надстройку системы учёта э/э в объёме до 10 млн.руб., годовой эффект может составлять до 1 млрд.руб. в пользу сетевой компании

Комментарии

Наталья Якшина

Добрый день, уважаемые разработчики!
на практике сетевые компании сталкиваются с проблемой "неоднородности" данных коммерческого и технического учета. Участков сети, на которых функционирует одна система АСКУЭ почти нет. Зачастую это "зоопарк" из различных систем технического и коммерческого учета с различными протоколами передачи данных и разным ПО верхнего уровня.
К тому же часть данных коммерческого учета все равно не в АСКУЭ и вносится в ручную по результатам съема КП. Участков с полностью автоматизированным учетом ОЧЕНЬ мало (по различным причинам).
Как ваша разработка поможет связать воедино и систематизировать всю эту разнородную информацию? Предусматриваете ли вы возможность использования замещающей информации для точек учета не в АСКУЭ (например, основанной на статистике показаний и потребления)?

Ответить +1 13 июня в 12:03
Alexander Egorov

Добрый день, Наталья! Сейчас наши работы выполняются по нескольким направлениям. Направление 1 - это ЛЭП 110 и 35 кВ по которым есть возможность собрать профили. В отношении таких ЛЭП измерения проходят коонтроль в 3 этапа: Начиная с отчётных потерь, потом контроль по допустимым и фактическим небалансам и третий - по методам оценивания состояния и резервирования информации от других измерительных систем, в том числе ОИК и других АИИС других субъектов ОРЭМ. Третий уровень самый сложный - работа в нём показала, что да, действительно иметь в одном РЭСе одного ПЭС 10 разных систем АИИС КУЭ сводит на нет все преимущества автоматизации учёта. Поэтому для работы в третьем уровне достоверности нами создаётся специальный архив, куда собираются все профили от всех систем. По сути это ручная работа. Мы считаем что такие вещи являются формальными и это задача которая должна решаться СТЭЭ на своей территории. Она частично решается, но вопрос упирается в отсутствие людей. Поэтому сейчас ищем оптимальное соотношение количество информации/людей для того чтобы можно было оптимизировать работу с теми участками сети которые автоматизированы. Но принципиально, есть программный продукт, можно назвать его ПК, ПАК, или счётчик, который и должен собирать себя сам сразу при появлении нового субъекта ОРЭМ и сам собирать данные в единый архив. Над ним сейчас тоже работаем. В общем то это можно сравнить с системой сотовой связи, когда станции разные, телефоны тоже у всех разные, но связь всё равно есть. Так же и мы относимся к системе сбора данных от разных АИИС

Ответить 0 15 июня в 17:47
Alexander Egorov

Направление 2. - это те линии, на которых нет систем АИИС, но можно собрать балансы по месячным расходам энергии. Если расход по линии существенный и потери отчётные и коммерческие положительные по абсолютной величине, то стремимся к установке на них АИИС. Обычно не хватает всего 1-2х измерительных комплексов электроэнергии, чтобы такую линию можно было внести в работу по направлению 1. И Направление 3 - это линии, по которым нельзя собрать балансы ни (пол)часовые, ни помесячные. Здесь приходится укрупнять узел чтобы свести баланс. С сожалением констатируем, что сделать что либо с такими ЛЭП нельзя, до тех пор пока нет охвата учётом по концам ЛЭП. Всего по опыту работы складывается ситуация, что сетевая компания собирает свой баланс из отдельных мини-балансов по ЛЭП. Линий, которые имеют АИИС - 30%, Линии по которым есть помесячные расходы - 50%, и линии по которым нет охвата - 20% от общего количества. Мы свои действия и ресурсы направляем на работу с системами АИИС и работ по направлению 1, т.к. считаем что это самое перспективное. Опыт составления балансов электроэнергии за 1 час показывает очень хорошие и наглядные результаты. Сейчас мы больше работаем даже над системой принятия решений, для "выкручивания" балансов по ЛЭП на нулевые коммерческие потери. Работа с разными протоколами разных АИИС в этом смыле пока ручная, данные собираются в Экселе. Для автоматизации этого требуется сервер, который просто будет опрашивать разные АИИС и хранить от них данные по установленной форме. Мы считаем что разные АИИС вообще не проблема. Нас больше интересует наглядность диспетчерского щита, чтобы можно было вести контроль баланса электроэнергии за 1 час или полчаса, а лучше как ОИК)) - в перспективе 1 минуту

Ответить 0 15 июня в 17:58
Alexander Egorov

Ещё добавлю, что в качестве исходных данных, нас интересуют цифры - числа-расходы, кВтч. От каких систем АИИС они получены вообще не принципиально. Кроме того система тестировалась (в демо версии) и имеет все возможности работать одновременно с ОИК Диспетчера и телемеханикой и любыми другими источниками информации

Ответить 0 15 июня в 18:06

Добавление комментария