Учет и отчетность потребления электрической энергии

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Учет и отчетность потребления электрической энергии

1.1 Коммерческий и технический (внутризаводской) учет электроэнергии

Внедрение коммерческого и технического (внутризаводского) учета электроэнергии на предприятии является эффективным способом организации экономии энергоресурсов [2].

Коммерческий учет предусматривает взаимоотношения с энергосбытовой организацией, технический (внутризаводской) учет - с отдельными вторичными потребителями (арендаторами, хозрасчетными производственными единицами энергоемкими производствами).

Коммерческий учет - процесс получения и отображения коммерческой информации о движении товарной продукции (оказании услуг) с целью проведения финансовых расчетов между субъектами рынка электроэнергии.

Выделяют следующие основные задачи коммерческого учета электроэнергии:

- потребление активной и реактивной энергии (включая обратный переток) за данные временные интервалы по отдельным счетчикам, заданным группам счетчиков и предприятию в целом с учетом многотарифности;

- средние (получасовые) значения активной мощности (нагрузки) и средний (получасовой) максимум активной мощности (нагрузки) в часы утреннего и вечернего максимумов нагрузки по отдельным счетчикам, заданным группам счетчиков и предприятию в целом;

- построение графиков получасовых и, при необходимости, трехминутных нагрузок, необходимых для организации рационального энергопотребления предприятия.

Расчеты по купле-продаже электроэнергии между участниками рынка должны производиться по показаниям тех приборов учета, которые указаны в действующих договорах. В договорах на оптовом рынке для каждого граничного сетевого элемента необходимо указать, какой измерительный комплекс средств коммерческого учета является основным, а какой - резервным, т.е. определить основную и резервные зоны учета субъекта рынка.

Приборы учета могут располагаться не строго в точках раздела балансовой (эксплуатационной) принадлежности вследствие того, что в реальных условиях схема расстановки измерительных комплексов зависит от возможности установки первичных датчиков (трансформаторов тока и напряжения).

Конкретные требования к аппаратуре распространяются на вновь устанавливаемые и модернизируемые средства коммерческого учета, входящие в состав автоматизированных систем контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ). В АСКУЭ оптового рынка должны использоваться самые современные первичные датчики, отличающиеся малыми величинами и стабильностью основной и дополнительной погрешности в широком диапазоне влияющих величин. Необходимо стремиться к освоению датчиков с цифровым выходом. Сечения поставки и учета для субъектов рынка должны совпадать, а на каждую зону поставки необходимо предусматривать две зоны учета по обе стороны зоны поставки. Это означает, что смежные субъекты рынка (имеющие общие границы балансовой принадлежности) должны установить измерительные комплексы средств коммерческого учета на всех присоединениях граничных сетевых элементов к «своим» подстанциям [2].

2. Автоматизированные системы контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ)

В настоящее время в России, в связи с проводимой реформой электроэнергетики, все более актуальна проблема внедрения автоматизированных систем контроля и учета электроэнергии и мощности (АСКУЭ) на объектах электроэнергетики, промышленных предприятиях, а также в бытовом секторе для решения задач контроля, учета и экономии энергоресурсов. Одним из условий выхода потребителей на рынок покупки электроэнергии у независимых сбытовых компаний является наличие системы коммерческого учета электроэнергии. [3]

С середины 90-х годов в большинстве энергосистем проводились достаточно активно работы, по внедрению АСКУЭ. Объектами автоматизации на этом этапе были в основном крупные электростанции, межсистемные и граничные подстанции в региональных энергосистемах, а также крупные промышленные потребители. К концу 90-х годов эти работы в основном были завершены и в настоящее время стоит задача внедрения систем учета на средних промышленных предприятиях и в жилищно-бытовом секторе. При автоматизации таких объектов на современном этапе появляется ряд новых задач, которые необходимо учитывать при проектировании и внедрении АСКУЭ:

- построение систем автоматизации на средних предприятиях на основе контроллеров с большим количеством каналов учета в большинстве случаев является избыточным. Для таких объектов необходимо устройство с меньшим количеством каналов учета и более дешевое по цене, но сохраняющее функциональные возможности предыдущих моделей контроллеров и отвечающее современным требованиям;

- при питании нескольких предприятий с одной подстанции возникает необходимость создания отдельных систем коммерческого учета для каждого предприятия с возможностью получения сводной информации о балансе подстанции службами поставщика электроэнергии и подстанции;

- необходимость создания АСКУЭ на крупных промышленных предприятиях, где наряду с коммерческим учетом необходим внутризаводской (технический) учет. Как правило, такие предприятия занимают большую площадь и имеют несколько территориально распределенных объектов автоматизации (производств, цехов). Для создания таких АСКУЭ необходима система сбора данных с сетевой архитектурой. Отдельные объекты автоматизации имеют небольшое количество точек учета (до 12-16 каналов), но в связи с большими расстояниями между объектами прокладка линий связи от электросчетчиков к одному контроллеру является достаточно трудоемкой задачей;

- в последнее время в связи с реструктуризацией РАО «ЕЭС России» и новыми требованиями, предъявляемыми к работе на Федеральном оптовом рынке электрической энергии (мощности) (ФОРЭМ) все более широкое применение находят многофункциональные счетчики электроэнергии [3].

3. Расчет и контроль удельных расходов электроэнергии на единицу продукции. Контроль общих расходов электроэнергии

Объективной оценкой энергосбережения служит удельный расход электроэнергии на промышленном предприятии в целом и отдельных технологических процессов в частности, усредненных на достаточно длительных интервалах времени (квартал, год).

Из-за меняющейся температуры окружающей среды и продолжительности светового дня расходные нормы целесообразно устанавливать на каждый месяц года в отдельности.

Кроме сезонных колебаний имеет место зависимость электропотребления от объема производства. При определении зависимости между электропотреблением и определенном месяцем года, необходимо исключить влияние фактора объема производимой продукции за данный месяц [1].

С целью унификации и единообразия удельные ежемесячные нормы электропотребления рассчитываются и корректируются с учетом определенного фиксированного объема производства за месяц.

При определении зависимости удельного электропотребления от объема производства представляется целесообразным выделение двух характерных периодов года: зимнего (ноябрь - март) и летнего (апрель - октябрь).

Энергоемкость технологических процессов производства одних и тех же видов изделий, выпускаемых различными предприятиями, может быть различна. В общем виде норма электропотребления () определяется по выражению:

где - норма электропотребления в отчетном периоде;

- снижение удельного электропотребления, обоснованное планом организационно - технических мероприятий.

Норматив расхода электроэнергии определяется по выражению

где - фактический расход электроэнергии, ед. эн./ед. вр.;

- относительная величина экономии электроэнергии за счет проведения i-го мероприятия по нормализации технического состояния энергопотребляющего оборудования, доля ед.;

n - число мероприятий, в результате которых снижается расход энергии за счет нормализации технического состояния энергопотребляющего оборудования [1].

Размер общепроизводственной нормы электропотребления на промышленных предприятиях определяется следующим образом:

где - фактический удельный расход электроэнергии за отчетный период, ед. эн./ед. прод.;

- задание по снижению нормы расхода энергии, доля ед.

Плановая же потребность в электроэнергии рассчитывается по формуле

где - планируемый выпуск продукции, руб./ год.

Производственное потребление энергии определяют суммированием расхода энергии по всем технологическим установкам и объектам вспомогательного хозяйства. Полную потребность в энергии, а также по отдельному параметру рассчитывают с учетом потерь при передаче энергии по заводским коммуникациям.

При планировании составляют сметы затрат по каждому цеху, устанавливают максимальную нагрузку электроэнергии - размер присоединенной мощности [1].

При определении общецеховых электрозатрат для изготовления заданного количества продукции и исполнения услуг за определённый период требуется включать:

1) технологические процессы (основной и вспомогательные);

2) отопление;

3) освещение;

4) вентиляцию (с улавливанием выбросов);

5) кондиционирование;

6) транспортирование готовой продукции;

7) транспортирование, хранение отходов;

8) поддержание противопожарной системы;

9) перекачку сточных вод;

10) хранение готовой продукции.

Затраты на электроэнергию складываются из суммы оплаты поставщику электроэнергии по двухставочному тарифу (за максимальную нагрузку и за потребленную энергию) и расходов предприятия.

Расход электроэнергии учитывается с помощью графиков электрической нагрузки. При планировании необходимо определить плановую максимальную нагрузку и плановые средние нагрузки. Для небольших предприятий не обязательно рассчитывать все параметры режимов потребления, достаточно вычислить максимум нагрузки.

Годовые плановые графики строят исходя из суммарных средних суточных графиков нагрузки. Расчеты ведутся по потреблению брутто, т.е. с учетом всех потерь. Учитываются намечаемые мероприятия по регулированию графиков нагрузки.

Показатели экономичности электропотребления индивидуальны для различных видов изделий. Они характеризуют совершенство конструкции данного вида изделия и качество его изготовления. В качестве показателей экономичности электропотребления, как правило, следует выбирать удельные показатели.

Организация систем контроля электропотребления является актуальной задачей для любого предприятия. Внедрение данных систем позволяет получить реальную картину использования ресурсов и уменьшить их оплату, т.к. прекращается оплата потерь на магистралях поставщика.

Организация систем учета электропотребления на предприятиях, имеющих большое количество электросчетчиков, позволяет осуществлять дистанционный контроль работы оборудования и текущих расходов электроэнергии по всем счетчикам и объектам учета, а также обеспечивает хранение данных и возможность предоставления информации за различные периоды.

Рассмотрим схему взаимодействия аппаратных средств и программного обеспечения для организации учета электроэнергии в системах контроля и управления технологическими процессами на примере использования счетчиков электрической энергии Альфа или Альфа Плюс фирмы АББ ВЭИ «Метроника» [4].

Электросчетчики по местам их расположения объединяются в объекты контроля путем подключения к адаптерам АББ или мультиплексорам-расширителям МПР-16М при помощи интерфейсов ИРПС, RS - 422/485 или нульмодемного интерфейса с соответствующими преобразователями.

В объект контроля могут входить до 31 мультиплексора-расширителя и до 16 счетчиков на каждый мультиплексор.

Каждый из таких объектов подключается к разным СОМ-портам IВМ РС - совместимого контроллера по физическим линиям или каналам связи (витой паре, оптическим, телефонным и / или радиоканалам и другим).

IВМ РС - совместимый контроллер при помощи драйвера может один обслуживать все объекты: счетчики или группы счетчиков, опрашивая одновременно в параллельном режиме до 8 линий последовательной связи. Скорость обмена по интерфейсу «токовая петля» и RS - 232 - 300, 1200, 2400, 4800, 9600 бод. Для обмена с модемами - 19200 бод. Контроллер должен быть совместим с 80386 процессором и выше, иметь математический сопроцессор.

IBM - РС - совместимые контроллеры нижнего уровня при помощи локальной вычислительной сети (ЛВС) присоединяются к компьютеру верхнего уровня. Для поддержки связи по ЛВС используется любое ПО, поддерживающее протокол NetBIOS: Lantastic, NWlite, сетевые компоненты Windows 3.11 и т.д.

Вспомогательное программное обеспечение контроллера передает информацию от счетчиков к компьютеру верхнего уровня. В компьютере, работающем под управлением Windows NT, возможно в автоматическом режиме выполнение различных задач, таких как: отображение и хранение принимаемой информации, управление базами данных, контроль технологических процессов, поддержка единого астрономического времени во всей системе, отслеживание внештатных или запланированных событий в системе [4].

4. Система тарифов на электрическую энергию

Тарифы на электроэнергию, их формирование, реализация тарифной политики - это сложный многофункциональный процесс, обусловленный как техническими аспектами формирования, так и политическими, социальными и экономическими аспектами на всех уровнях - федеральном, региональном и местном, где сталкиваются интересы производителей и потребителей электроэнергии, естественных монополий и субъектов рынка [1].

В настоящее время регулирование тарифов и цен в Российской Федерации осуществляют:

- Федеральная служба по тарифам (ФСТ) Министерства экономического и торговли Российской Федерации (до 09.03.2004 г. - Федеральная энергетическая комиссия РФ (ФЭК));

- органы исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов (ОИВТ) (до 04.03 2004 г. - региональные энергетические комиссии (РЭК)).

Система тарифов и цен на электрическую и тепловую энергию определена в «Основах ценообразования в отношении электрической и тепловой энергии в Российской Федерации», которые утверждены постановлением Правительства Российской Федерации от 26.02.2004 г. №109.

В систему тарифов и цен входят:

1) тарифы и цены на электрическую энергию (мощность) на оптовом рынке и (или) их предельные (минимальные и (или) максимальные) уровни, включая регулируемый сектор, секторы отклонений и свободной торговли;

2) тарифы на электрическую энергию (мощность) на розничном рынке;

3) тарифы (размер платы) на услуги, оказываемые на оптовом и розничном рынках электрической энергии (мощности).

На оптовом рынке для поставщиков и покупателей устанавливаются двухставочные тарифы и (или) их предельные уровни, включающие в себя ставку за 1 кВт·час потребленной электрической энергии и ставку за 1 кВт установленной генерируемой мощности. В указанные тарифы не включается стоимость услуг, оказываемых на и розничном рынках.

В регулируемом секторе купля-продажа электрической энергии (мощности) осуществляется по регулируемым тарифам. Регулируемые тарифы устанавливаются исходя из равенства сумм стоимости покупаемой и стоимости поставляемой на оптовый рынок электрической энергии, а также исходя из объемов поставки и потребления электрической энергии (мощности) на оптовом рынке (без учета сектора отклонений), утверждаемых ФСТ.

В секторе отклонений производится расчет стоимости отклонений объемов фактического производства (потребления) электрической энергии участников оптового рынка от объемов их планового почасового производства (потребления) на основе тарифов регулируемого сектора. При расчетах стоимости отклонений применяются повышающие или понижающие коэффициенты в соответствии с Правилами оптового рынка [1].

В секторе свободной торговли предельный уровень цен определяется в соответствии с методическими указаниями, утверждаемыми ФСТ, и Правилами оптового рынка.

Постановлением от 31.07.2002 г. №49-Э/8 бывшая Федеральная энергетическая комиссия Российской Федерации утвердила «Методические указания по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке», которые действуют и в настоящее время. В них изложена методология расчета регулируемых тарифов и цен на розничных (потребительских) рынках электрической и тепловой энергии (мощности), определены виды регулируемых цен и тарифов, порядок и методические положения формирования тарифов, ценообразования для отдельных групп потребителей, порядок расчета экономически обоснованных тарифов на шинах генерирующих источников, тарифов (платы) за услуги по передаче электрической энергии региональным электрическим сетям и системам, методы дифференциации тарифов и цен по уровням напряжения и зонам суток.

В разделе VI Методических указаний потребители электрической энергии (мощности) делятся на четыре группы.

К первой группе отнесены базовые потребители, у которых среднее за период регулирования значение заявленной мощности, МВт, равно

где М - количество месяцев в периоде регулирования;

- заявленная мощность в i-м месяце, и числом часов использования заявленной мощности в году

Ко второй группе потребителей относятся все бюджетные предприятия, организации и учреждения. У них среднее за период регулирования значение заявленной (расчетной) мощности не ограничивается, но, как правило, оно меньше <250 МВт.

К третьей группе потребителей относится население. Это потребители населенных пунктов, садоводческих, товарищеских и дачно-строительных кооперативов, рассчитывающихся по общему счетчику на вводе; жилищные организации, потребляющие электроэнергию на технические цели жилых домов, а также потребители, содержание которых осуществляется за счет прихожан религиозных организаций.

К четвертой группе относятся все остальные потребители электрической энергии, у которых <250 МВт.

На розничном рынке регулируемые тарифы (цены) на электрическую энергию, поставляемую потребителям (кроме населения), устанавливаются одновременно в трех вариантах для каждой группы потребителей:

1) одноставочные тарифы, включающие в себя полную стоимость покупки 1 кВт·ч электрической энергии;

2) двухставочные тарифы, которые включают в себя ставку платы за покупку 1 кВт·ч электрической энергии и ставку платы за 1 кВт заявленной электрической мощности;

3) тарифы (одноставочные и двухставочные), дифференцированные по зонам (часам) суток [1].

Органы исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов на основании Методических указаний разрабатывают систему тарифов и цен на потребительском рынке электрической энергии для данного региона и жестко закрепляют ее за отдельными группами потребителей. Для промышленных предприятий и приравненных к ним потребителей, потребляющих электроэнергию на производственные нужды с присоединенной оплачиваемой мощностью 750 кВА и выше, ранее устанавливался только двухставочный тариф. Остальные потребители могли применять либо двухставочный, либо одноставочный тарифы.

В настоящее время «Основы ценообразования в отношении электрической и тепловой энергии в Российской Федерации» разрешают всем потребителям электроэнергии самостоятельно выбирать любой из перечисленных выше вариантов тарифов. При этом о своем выборе необходимо предварительно уведомлять энергоснабжающую организацию не менее, чем за месяц до вступления в установленном порядке в силу указанных тарифов [1].

В том же документе указывается, что дифференцирование тарифов по группам потребителей электрической / энергии (мощности) будет отражать различия в стоимости производства, передачи и сбыта электроэнергии на основании следующих критериев:

1) величины присоединенной (заявленной) мощности;

2) режима использования электрической мощности;

3) категории надежности электроснабжения;

4) уровня напряжения электрической сети;

5) иных критериев в соответствии с законодательством РФ. Двухставочный тариф состоит из основной и дополнительной ставки. Основная (постоянная) ставка предусматривает годовую плату за 1 кВт заявленной мощности, участвующей в максимуме нагрузки энергосистемы. Под заявленной мощностью понимают получасовую мощность в киловаттах, отпускаемую потребителям в часы суточного максимума нагрузки энергосистемы.

Контроль за фактической мощностью потребителей электроэнергии в часы максимума нагрузки осуществляется энергоснабжающей организацией по 30-минутным записям показаний расчетных счетчиков и производится в режимные сутки два раза в год (в июне и декабре). Часы контроля максимума нагрузок следующие:

1) утро - с 8.00 до 10.00 часов;

2) вечер -1 квартал, IV квартал и апрель - с 17.00 до 21.00 часов;

май, июнь, III квартал - с 20.00 до 23.00 часов.

К потребителям, не имеющим приборов учета максимума нагрузки, до установки необходимых измерительных приборов применяют основную плату за киловольт-амперы (кВ·А) оплачиваемой присоединенной мощности.

Дополнительная (переменная) ставка двухставочного тарифа предусматривает плату за киловатт-часы (кВт·ч) потребленной активной электрической энергии, учтенной счетчиками электроэнергии.

При наличии у предприятия электродвигателей напряжением выше 1 кВ их мощность включается в суммарную оплачиваемую мощность предприятия без взимания основной платы за мощность трансформаторов, к которым они присоединены [1].

Результирующая стоимость одного кВт-ч потребленной электрической энергии (руб./кВт·ч) и при плате в постоянной части за установленную мощность определяют по формуле.



где - переменная часть двухставочного тарифа за 1 кВт·ч потребленной электроэнергии, руб./кВт·ч;

- постоянная часть тарифа за заявленный 1 кВ-А мощности трансформаторов, асинхронных и синхронных двигателей (независимо от номинального коэффициента мощности двигателя), руб./кВ·А;

- количество израсходованной электроэнергии за год, кВт·ч;

- оплачиваемая суммарная мощность установленных трансформа-I торов, кВ·А;

- оплачиваемая суммарная мощность асинхронных двигателей напряжением свыше 1 кВ, кВ·А, которая определяется по формуле

где - номинальная мощность на валу асинхронных двигателей, кВт;

- номинальный КПД асинхронных двигателей;

- оплачиваемая суммарная мощность синхронных двигателей, кВ·А, определяется по формуле

где - номинальная мощность на валу синхронных двигателей, кВт;

- номинальный КПД синхронных двигателей.

В случае превышения установленной в договоре электроснабжения мощности, участвующей в максимуме нагрузки энергосистемы, основную плату исчисляют по фактической нагрузке. Кроме этого, энергоснабжающая организация может применить к потребителю штрафные санкции.

Если величина фактической мощности ниже договорной заявленной мощности, то возврат уплаченных денежных средств не производится. Для снижения расходов на оплату заявленной (присоединенной) потребителям целесообразно ежегодно корректировать договорную величину заявленного максимума потребляемой мощности [1].

Экономический эффект от корректировки договорной величины заявленного максимума потребляемой мощности определяется по формуле

где и - исходное и скорректированное значения заявленного максимума мощности.

Одним из эффективных способов снижения затрат на оплату за потребленную электроэнергию при использовании двухставочного тарифа является регулирование электрических нагрузок в часы контроля максимума нагрузок путем применения скользящего графика работы отдельных электроприемников и производственных подразделений. Экономический эффект проявляется следующим образом:

1) сокращение числа включенных электроприемников в контролируемое время, за счет чего можно уменьшить мощность фактического , а следовательно и заявленного максимума нагрузок;

2) выравнивание графика электрических нагрузок, что выгодно потребителям и электроснабжающей организации.

По одноставочным тарифам оплата производится только за фактически потребленную активную электрическую энергию, которая учитывается счетчиками электроэнергии [1].

Целесообразность использования потребителями двухставочного или одноставочного тарифов можно определить по величине годового числа часов использования максимальной нагрузки

где - годовое потребление электроэнергии.

Годовое число часов использования максимальной нагрузки теоретически может изменяться от 0 до = 8760 ч - календарное число часов в году.

Если фактическое годовое число часов использования максимальной нагрузки больше его граничного значения , то экономически обоснованным является применение двухставочного тарифа. В противном случае экономически выгодным является одноставочный тариф.

Граничное годовое число часов использования максимальной нагрузки определяется следующим образом.

Вначале вычисляется размер платы за потребленную электроэнергию по двухставочному тарифу:

- постоянная часть тарифа

- переменная часть тарифа



где - помесячная величина заявленного максимума мощности;

- число часов использования максимума нагрузки в месяц [1].

Затем определяется размер платы за потребляемую электроэнергию по одноставочному тарифу

где - величина тарифа за потребленную электроэнергию.

Граничная точка равноценности использования обоих вариантов тарифов определяется из условия равенства величины платы

После подстановки в (1.10) вместо размеров платы их значений из (1.7)…(1.9) получается/ выражение для определения граничного годового числа часов использования максимума нагрузки

В соответствии с методическими указаниями двухставочный и одноставочный тарифы на передачу электрической энергии дифференцируются по четырем уровням напряжения:

1) высокое (110 кВ и выше);

2) среднее первое СНI (35 кВ);

3) среднее второе СН II (20-1 кВ);

4) низкое (0,4 кВ и ниже).

По мере увеличения напряжения величина тарифов уменьшается. Это связано с тем, что при высоких напряжениях потребитель несет дополнительные расходы, связанные с трансформацией и распределением электроэнергии своим обособленным потребителям. Если электрическая энергия поступает потребителю при малых напряжениях, например, под напряжением 0,4 кВ, то аналогичные расходы несет уже электроснабжающая организация.

Чтобы получить разрешение на использование дифференцированных тарифов на электроэнергию по зонам суток и по времени года, потребители должны иметь автоматизированную систему контроля и учета электрической энергии (кроме населения) [1].

электроэнергия автоматизированный расход внутризаводской

Список источников

1 Экономика электропотребления в промышленности: Учеб. Пособие для вузов / М.Г. Баширов и др.; Под ред М.Г. Баширова. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2004. - 156 с.

2 Осика Л.К. Основные направления развития системы коммерческого учета товарной продукции и платных дополнительных системных услуг на оптовом рынке электроэнергии // Электронный журнал энергосервисной компании «ЭСКО». - 2002. - №12.

3 Основные направления реформирования электроэнергетики Российской Федерации // Энергетик. - 2001. - №10.

Размещено на Allbest.ru