Автоматизированная информационно-измерительная система

Размещено на http://www.allbest.ru/

КУРСОВАЯ РАБОТА

АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ ИНФОРМАЦИОННО-ИЗМЕРИТЕЛЬНАЯ СИСТЕМА

Характеристика объекта автоматизации

Первоуральский новотрубный завод является одним из ведущих предприятий России и Европы по выпуску стальных труб. В технологических процессах применяется передовое оборудование, изготовленное известными заводами России, Германии, США, Италии, Великобритании, Швейцарии. Основной продукцией Перво-уральского новотрубного завода являются свыше 25 тысяч типоразмеров труб и трубных профилей из 200 марок углеродистых, легированных и нержавеющих сталей по 34 российским и 25 иностранным стандартам, а также по 400 техническим условиям.

Электроснабжение ОАО "ПНТЗ" осуществляется со стороны объектов:

ГПП-110/35/6кВ (Филиал) от сети 110 кВ по двум линиям: ВЛ-110 кВ «Перво-уральская-Хромпик-1» и ВЛ-110 кВ «Первоуральская-Хромпик-2». ОРУ-110 кВ вы-полнено по схеме: «два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны трансформаторов». На ОРУ-110кВ установлены два силовых трансформатора ст. номера Тр-1 и Тр-2.

Со стороны обмотки 35кВ Тр-1 осуществляется электроснабжение по отпайке от ВЛ-35кВ "Папанинская-Очистная".

Со стороны 6 кВ силовых трансформаторов производится распределение нагрузки между потребителями. Электроснабжение собственных нужд ПС осуществляется через 1ТСН, 2ТСН КРУ-6кВ и ЦРП-3-6кВ.

ГПП-1 по сети 110 кВ отпайками от линий ВЛ-110кВ "Хромпик-ПТЭЦ-1" и ВЛ-110кВ "Первоуральская-Хромпик-1". ОРУ-110кВ выполнено по схеме: "мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны транс-форматоров". На ОРУ-110кВ установлены два силовых трансформатора ст. номера Т-1 и Т-2.

Распределение нагрузки между потребителями осуществляется на стороне 6 кВ силовых трансформаторов. На ПС-18 и ПС-14 осуществляется электроснабжение потребителей на классе напряжения 0,4кВ.

ГПП-2, ГПП-3 и ГПП-4 по сети 110 кВ отпайками от линий: ВЛ-110 кВ «Хром-пик-ПТЭЦ-2» и ВЛ-110 кВ «Хромпик-ПТЭЦ-1». ОРУ-110 кВ выполнено по схеме: «два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны трансформаторов». На ОРУ-110кВ установлены два силовых трансформатора ст. номера Т-1 и Т-2.

Со стороны 6 кВ силовых трансформаторов производится распределение нагрузки между потребителями и электроснабжение собственных нужд ПС.

ПС "Хромпик" к сети 110 кВ подключена по шести линиям: ВЛ-110 кВ «ПТЭЦ-1, 2», ВЛ-110 кВ «СУГРЭС-1, 2» и ВЛ-110 кВ «Первоуральская-1, 2» . ОРУ-110 кВ выполнено по схеме: «две рабочие системы шин». На ОРУ-110кВ установлены три силовых трансформатора ст. номера Т-1, Т-2 и Т-3.

Со стороны 35кВ силовых трансформаторов осуществляется электроснабжение сторонних потребителей по ВЛ-35кВ "Папанинская", ВЛ-35кВ "Битимка" и ВЛ-35кВ "ПРУ".

Со стороны 6 кВ силовых трансформаторов производится распределение нагрузки между потребителями и электроснабжение собственных нужд ПС.

ПТЭЦ к сети 110 кВ подключена по линиям: ВЛ-110 кВ «Хромпик - ПТЭЦ-1» и ВЛ-110 кВ «Хромпик - ПТЭЦ-2». ОРУ-110 кВ выполнено по схеме: «два блока (линия-трансформатор) с выключателями». На ОРУ-110кВ установлены два силовых трансформатора ст. номера Т-1, Т-2.

РУ-6 кВ выполнено по схеме "одна рабочая и обходная системы шин", служит для электроснабжения сторонних потребителей и собственных нужд ПТЭЦ.

Генерация электроэнергии осуществляется от шести генераторных блоков (генератор-выключатель) подключенных к РУ-6кВ.

ПС "Трубная" к сети 220 кВ подключена по линиям: ВЛ-220 кВ «Емелино-Трубная» и ВЛ-220 кВ «Первоупральская-СУГРЭС-1" с отпайкой на ПС "Трубная". ОРУ-220 кВ выполнено по схеме: «два блока (линия-трансформатор) с выключателя-ми». На ОРУ-220кВ установлены два силовых трансформатора ст. номера Т-1, Т-2. АИИС КУЭ ОАО «ПНТЗ» Техническое задание 55181848.422222.142 ТЗ ООО «Прософт-Системы», г.Екатеринбург 2011 г. 19

От ПС "Трубная" осуществляется электроснабжение нового электросталеплавильного цеха завода производительностью до 950 тыс. тонн стали в год и электропотреблением 125 МВт.

ПС "Насосная на р.Чусовая" получает питание от сети 6 кВ по четырем кабель-ным линиям ПС "Хромпик" яч.28, З-д "Хромпик" ГПП-1 яч.10, З-д "Хромпик" ГПП-1 яч.20, З-д "Хромпик" ГПП-1 яч.14. РУ-6 кВ выполнено по схеме: «одна рабочая, секционированная выключателем, система шин». С шин РУ-6кВ и ЩСН-0,4кВ осуществляется электроснабжение Насосной станции.

На предприятии функционирует АИИС КУЭ ОАО "Первоуральский новотрубный завод" 2004 года внедрения, производитель ЗАО "ИСКРЕН" г. Москва. В связи с тем, что оборудование, входящее в состав этой системы учета снято с производства и е? технические характеристики не соответствуют современным требованиям к АИИС КУЭ, система учета электроэнергии подлежит модернизации.

Объектом автоматизации является система уч?та электроэнергии ОАО «ПНТЗ», охватывающая присоединения коммерческого учета энергообъектов, приведенных в таблице 3.1, необходимых для расчета баланса электроэнергии по ОАО «ПНТЗ».

Введение

Техническое задание является основным документом, определяющим требования и порядок создания автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (далее АИИС КУЭ) ОАО «Перво-уральский новотрубный завод», г. Первоуральск. В соответствии с данным документом проводятся следующие этапы создания АИИС КУЭ: проектирование, монтаж, наладка, обучение персонала, испытания (предварительные, опытная эксплуатация, приемочные) и ввод в промышленную эксплуатацию. Все изменения к настоящему техническому заданию оформляются в виде дополнений или протоколов, подписанных Заказчиком и Исполнителем, при этом дополнения становятся неотъемлемой частью данного Технического задания.

В соответствии с ГОСТ 34.602, настоящее Техническое задание устанавливает требования к АИИС КУЭ и составляющим ее компонентам (ИИК, ИВКЭ, ИВК, СОЕВ), включая:

- требования к системе в целом;

- требования к функциям;

- требования к режимам функционирования;

- требования к информационному обмену;

- требования к защите информации от несанкционированного доступа;

- требования по сохранности информации при авариях;

- требования к метрологическому обеспечению;

- требования к надежности;

- требования по стандартизации и унификации;

- требования к эксплуатации;

- требования к численности и квалификации персонала и режиму его работы;

- требования к безопасности;

- требования к эргономике и технической эстетике;

- требования к составу и содержанию работ по созданию системы;

- требования к порядку контроля и приемки системы.

В настоящем Техническом задании не устанавливаются требования к патентной чистоте.

Назначение системы

АИИС КУЭ ОАО «ПНТЗ» предназначена для осуществления автоматизированного коммерческого учета количества электрической энергии и мощности и обеспечения финансовых расчетов на оптовом рынке электроэнергии (ОРЭ) по сечению поставки, обслуживаемому данной системой. Создаваемая система должна обеспечивать сбор данных со счетчиков, передачу данных в УСПД и сервер базы данных, производство расчета потребления электрической энергии по точкам и группам учета, хранение, документирование, вывод информации для отображения, формирование и передачу отчетных данных, используемых в финансовых расчетах на ОРЭ.

Цели создания системы

Целью создания автоматизированной системы учета потребления электрической энергии ОАО «ПНТЗ» является:

- внедрение АИИС КУЭ с техническими характеристиками, удовлетворяющими требованиям, предъявляемым к современным системам по надежности работы и точности измерений;

- автоматическое измерение количества активной и реактивной электрической энергии по присоединениям коммерческого учета, позволяющее определить величины учетных показателей, используемых для обеспечения проведения финансовых расчетов на оптовом рынке электроэнергии, в коммерческих расчетах;

- автоматизированное формирование отчетных данных;

Для достижения цели АИИС КУЭ ОАО «ПНТЗ» должна обеспечить выполнение следующих функций:

- выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, характеризующих оборот товарной продукции;

- периодический (1 раз в сутки) и (или) по запросу автоматический сбор измеренных данных о приращениях электроэнергии и информации о состоянии средств измерений с привязкой к единому календарному времени с заданной дискретностью учета 30 мин;

- хранение данных об измеренных величинах в стандартной базе данных сроком не менее 3,5 лет;

- обеспечение ежесуточного резервирования баз данных на внешних носителях информации;

- разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и фиксация в электронном файле всех действий пользователей с базами данных;

- подготовку и рассылку данных в ХML-формате для их передачи по электронной почте внешним организациям: Коммерческому оператору (в том числе с использованием электронной цифровой подписи), Системному оператору, смежным субъектам ОРЭ. Состав передаваемых данных: результаты измерений;

- защиту оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне в объеме, установленном настоящим документом;

- диагностику и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ в объеме, установленном настоящим документом;

- конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ в объеме, установленном настоящим документом;

- обеспечение единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация времени);

- санкционированное предоставление результатов измерений пользователям информации АИИС КУЭ;

- контроль достоверности полученных результатов измерений;

- ведение «Журналов событий»;

- безопасность хранения данных и программного обеспечения в соответствии с ГОСТ Р 52099.0-2003;

- ведение нормативно-справочной информации;

- формирование отчетных документов;

- предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к визуальным и электронным данным.

Критерии достижения поставленных целей

Критериями оценки достижения целей создания АИИС КУЭ ОАО «ПНТЗ» являются:

- получение Акта установления соответствия АИИС КУЭ ОАО «ПНТЗ» техническим требованиям оптового рынка электрической энергии и мощности (Приложение 11.1 Автоматизированные информационно-измерительные системы коммерческого учета электрической энергии (мощности). Технические требования);

- присвоение коэффициента класса качества АИИС коммерческого учета электрической энергии (мощности) субъекта оптового рынка.

Количество точек измерения коммерческого учета соответствует количеству присоединений, по которым определены ГБП. Точки коммерческого учета размещены на ГБП, точки измерения размещены в месте установки ИИК. Это позволит про-изводить полный автоматизированный учет входящей и отдаваемой электроэнергии, что соответствует действующим требованиям оптового рынка электроэнергии и обеспечивает возможность работы на ОРЭ в качестве самостоятельного субъекта.

Точки измерения коммерческого учета делятся на размещенные на стороне ОАО "ПНТЗ" и точки измерения, размещенные на балансовой стороне смежного субъекта ОРЭ.

В АИИС КУЭ ОАО "ПНТЗ" должно войти 47 информационно-измерительных комплексов, подключенных к АИИС КУЭ и 20 информационно-измерительных комплексов группы точек малых присоединений, из них:

2 ИИК на присоединениях 220 кВ;

2 ИИК на присоединениях 110 кВ;

1 ИИК на присоединении 35 кВ;

48 ИИК на присоединениях 6 кВ;

14 ИИК на присоединениях 0,4 кВ.

Перечень измерительно-информационных комплексов точек измерений коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «ПНТЗ» приведен в таблицах 3.1 и 3.2. автоматизация энергоучет измерительный информация

Таблица 3.1 - Перечень точек измерений коммерческого учета АИИС КУЭ ОАО «ПНТЗ» № ИИК

Перечень точек измерений	Наименование объекта	Наименование точки измерений	Напряжение, кВ
1.1	ГПП 110/35/6 кВ	ввод №1	6
1.2		ввод №2	6
1.3		"Билимбай"	35
1.4		РП-5-1 яч.10	6
1.5		РП-5-2 яч.25	6
1.6		ТП-75 яч.23	6
1.7		Регул.яч.22	6
1.8		рез.ПС Очистная-1 яч.3	6
1.9		рез.ПС Очистная-2 яч.24	6
1.10		Запрудный яч.14	6
1.11		ТП4153 яч.24	6
1.12		ЦРП-1 Береговая-1 яч.4	6
1.13		ЦРП-1 Береговая-2 яч.16	6
1.14		Птицефабрика ввод №3 яч.6	6
1.15	ГПП - 1	ввод №1 яч.13	6
1.16	ввод №2 яч.31		6
1.17	ввод №3 яч.53		6
1.18	ввод №4 яч.56		6
1.19	РП-6-1 яч.46		6
1.20	РП-6-2 яч.63		6
1.21	ЖБИиК-1 яч.16		6
1.22	ЦРП яч.28		6
1.23	Технострой-2 яч.12		6
1.24	ГПП - 1 ПС-18	РП-10-1 яч.4	6
1.25	ГПП - 1 ПС-18	РП-10-2 яч.21	6
1.26	ГПП - 1 ПС-18	УМИ яч.22	6
1.27	ГПП - 2	ввод №1 яч.7	6
1.28	ввод №2 яч.14	6
1.29	РП-3-1 яч.3а	6
1.30	РП-3-2 яч.12а	6
1.31	ГПП - 3	ввод №1 110 кВ	110
1.32	ввод №2 110 кВ	110
1.33	ГПП - 4	ввод №1 яч.2,3	6

Требования к техническому обеспечению

Перечень технических средств

Под техническими средствами АИИС КУЭ ОАО «ПНТЗ» понимают технические (инструментальные, аппаратные и вычислительные) средства, с помощью которых реализуется структура и выполняются функциональные задачи уровней ИИК, ИВКЭ и ИВК.

К техническим средствам АИИС КУЭ относятся:

- средства, обеспечивающие измерение электроэнергии;

- средства, обеспечивающие сбор информации от счетчиков, хранение и пере-дачу в центр обработки информации;

- средства, обеспечивающие обработку, хранение информации и доступ к ней со стороны пользователей;

- средства передачи информации от счетчиков в центры обработки информации, включая программируемые контроллеры, модемы, каналообразующую аппаратуру, а также специализированные устройства коммутации сигналов, процессоры связи и т.п.;

- средства вычислительной техники, локальные сети ЭВМ;

- средства измерения и синхронизации времени;

- средства обеспечения бесперебойного электропитания элементов АИИС КУЭ.

Требования к ИИК

ИИК должен обеспечивать:

- автоматическое выполнение измерений величин активной и реактивной электроэнергии;

- автоматическое выполнение измерений времени и интервалов времени;

- автоматическую коррекцию (синхронизацию) времени от внешнего источника;

- автоматическую регистрацию событий в «журнале событий», сопровождающих процессы измерения;

- хранение результатов измерений, информации о состоянии средств измерений в специализированной базе данных глубиной - не менее 35 суток в автоматическом режиме;

- безопасность хранения информации и программного обеспечения в соответствии с ГОСТ Р 52069.0 и ГОСТ Р 51275;

- предоставление доступа к измеренным значениям параметров и «журналам событий» со стороны ИВКЭ или ИВК;

- конфигурирование и параметрирование технических средств и ПО.

Требования к трансформаторам тока и напряжения

Используемые в ИИК ТТ и ТН должны удовлетворять следующим условиям:

- технические параметры и метрологические характеристики измерительных трансформаторов тока и напряжения должны отвечать требованиям ГОСТ 7746 и ГОСТ 1983 соответственно;

- классы точности измерительных трансформаторов тока должны быть не хуже 0,5;

- классы точности измерительных трансформаторов напряжения должны быть не хуже 0,5;

- для измерений в электрических сетях с заземленной нейтралью измеритель-ные трансформаторы тока необходимо устанавливать в трех фазах, к кото-рым следует подключать трехфазные трехэлементные счетчики;

- не допускается применение промежуточных трансформаторов тока;

- во всех эксплуатационных режимах необходимо не допускать перегрузку из-мерительных трансформаторов;

- измерительные трансформаторы должны соответствовать ПУЭ по классу напряжения, электродинамической и термической стойкости, климатическому исполнению.

- средний срок службы 25 лет;

- средняя наработка до отказа Тср - не менее 300000 часов.

Требования ко вторичным цепям

Вторичные цепи ИИК должны удовлетворять следующим условиям:

- при проектировании следует руководствоваться требованиями ПУЭ (глава 3.4) и ППБ при выборе типа и сечения применяемых кабелей и проводов;

- потери напряжения в цепи «трансформатор напряжения - электросчетчик» не должны превышать 0,25% номинального вторичного напряжения трансформатора напряжения;

- подключение токовых обмоток электросчетчиков к вторичным измерительным обмоткам трансформаторов тока выполнять по возможности отдельно от цепей релейной защиты и автоматики, при включении измерительных приборов должна быть обеспечена симметричная нагрузка;

- если необходима прокладка вторичных цепей от электросчетчика до трансформатора напряжения, то эти вторичные цепи должны быть проложены отдельным кабелем, защищенным от короткого замыкания, при этом подсоединение кабеля к электросчетчику должно быть проведено через испытательную коробку (специализированный клеммник), расположенную около счетчика;

- допускается применение единой электрической цепи для подключения электросчетчиков к одному измерительному трансформатору напряжения при условии обеспечения защиты всей цепи от несанкционированного доступа;

- в измерительных цепях ИИК точек измерений должна предусматриваться возможность замены электросчетчика и подключения образцового счетчика без отключения присоединения (установка испытательных коробок, блоков и т.п.);

- должны быть предприняты все возможные меры по защите вторичных измерительных цепей трансформаторов тока и напряжения от несанкционированного доступа (пломбирование испытательных коробок);

- должна быть обеспечена возможность пломбирования контактных соединений вторичных токовых цепей трансформаторов тока.

Требования к счетчикам электроэнергии

Счетчики электрической энергии должны соответствовать требованиям ГОСТ Р 52320-2005 (в части технических параметров), ГОСТ Р 52323-2005 (в части учета активной электроэнергии), ГОСТ Р 52425-2005 (в части учета реактивной электроэнергии) и ПУЭ. Счетчики должны обеспечивать реверсивный уч?т для присоединений, где возможны перетоки электроэнергии в двух направлениях. Счетчики должны про-водить учет активной и реактивной энергии (интегрированной реактивной мощности).

Требования к надежности:

- наработка на отказ не менее 35000 часов;

- среднее время восстановления - не более 7 суток;

- съем информации со счетчика автономным способом;

- визуальный контроль информации на счетчике;

- возможность получения параметров со счетчика удаленным способом;

- должно быть обеспечено ведение журнала событий в соответствии с таблицей 4.1;

- межповерочный интервал - не менее 8 лет.

Требования к защищенности:

- согласно ГОСТ Р 52323-2005 счетчики должны иметь защиту от несанкционированного механического доступа и пломбироваться соответствующими организациями;

- защита от несанкционированного изменения и записи параметров должна быть обеспечена на программном (логическом) уровне (установка паролей);

- защита от несанкционированного изменения измеренных данных и журналов событий;

- защита от несанкционированного предоставления информации;

- сохранение информации в журнале событий при отсутствии питания;

- для защиты счетчиков при параметрировании на каждый счетчик устанавливается пароль;

- промежуточные клеммники и испытательные коробки должны иметь защиту от несанкционированного доступа.

Требования к функциональной полноте и автоматизации:

- автоматический учет приращений активной и реактивной электроэнергии (интегрированной активной и реактивной мощности) с цикличностью измерения 30 минут и измерение активной и реактивной электроэнергии с нарастающим итогом;

- автоматизированное измерение среднеинтервальной активной мощности;

- автоматизированное измерение времени и интервалов времени;

- счетчики должны иметь возможность коррекции времени;

- класс точности сч?тчиков коммерческого учета должен быть не хуже:

а) 0,5S - для активной энергии (прямого\обратного направления);

б) 1,0 - для реактивной энергии (прямого\обратного направления);

- для счетчиков точек малого потребления прямого включения по напряжению класс точности не хуже: 1,0-для активной энергии и 2,0-для реактивной энергии;

- автоматическое хранение в энергонезависимой памяти профиля нагрузки с получасовым интервалом на глубину не менее 35 суток, данных по активной и реактивной электроэнергии с нарастающим итогом за прошедший месяц, а также запрограммированных параметров;

- возможность измерения мгновенной мощности;

- ведение встроенного календаря и часов;

- точность хода энергонезависимых часов не хуже 0,5 секунд в сутки с внешней автоматической коррекцией;

- предоставление измеренных данных и журналов событий счетчика;

- обеспечивать подключение цифровых интерфейсов компонентов АИИС, в том числе автономного считывания, удаленного доступа и параметрирования;

- автоматическая внешняя синхронизация времени от СОЕВ;

- автоматическая самодиагностика при включении питания.

Требования к ИВКЭ

В состав ИВКЭ входят:

- Специализированный промконтроллер (УСПД) для обеспечения функции сбора и хранения результатов, программное обеспечение которого должно выполнять задачи:

а) конфигурирования, параметрирования технических средств и программного обеспечения;

б) сбора данных о результатах измерений и о состоянии средств измерений с ИИК;

в) предоставления регламентированного доступа к данным со стороны ИВК;

г) диагностики работы технических средств и программного обеспечения.

- технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура);

- технические средства обеспечения электропитания (БП, ИБП).

Специализированный промконтроллер (УСПД), должен соответствовать требованиям Приложения 11.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка. УСПД должно строиться по модульному принципу, обеспечивать возможность оптимальной конфигурации устройства в конкретных проектных решениях АИИС.

Требования техническим средствам приема-передачи данных

Каналообразующая аппаратура должна функционировать в автоматическом ре-жиме (без вмешательства человека) и иметь наработку на отказ не менее 35000 часов;

Коэффициент готовности каналообразующей аппаратуры (GSM/GPRS-коммуникаторы) должен быт не менее 0,95, время восстановления каналообразующей аппаратуры должно быть не более 24 ч, задержка передачи пакета данных не более 5 с, что должно подтверждаться в договоре с оператором сотовой связи на оказание услуг или справкой от оператора сотовой связи.

Требования к СОЕВ

СОЕВ должна выполнять функцию измерений времени и интервалов времени, иметь нормированные метрологические характеристики и обеспечивать синхронизацию времени при проведении измерений количества электроэнергии с точностью не хуже 5,0 с/сут. В СОЕВ должны входить все средства измерений времени, влияющие на процесс измерения количества электроэнергии (часы в счетчиках, УСПД, сер-вере БД), и учитываться временные характеристики (задержки) линий связи между АИИС КУЭ ОАО «ПНТЗ» Техническое задание 55181848.422222.142 ТЗ ООО «Прософт-Системы», г.Екатеринбург 2011 г. 82

Функциональная подсистема контроля достоверности результатов измерений и восстановления данных

Процедура контроля достоверности и полноты предоставляемой информации результатов измерений должна быть реализована проведением вычислительных и организационных мероприятий ответственным персоналом ОАО «ПНТЗ» при получении результатов измерений.

Контроль полноты данных, полученных в результате измерений, должен состоять в проверке соответствия состава коммерческих точек с составом точек учета, по которым получены результаты измерений.

Выявление отклонения результатов измерений от действительных электрических режимов должно производиться с использованием эвристических методов контроля, таких как:

- технические пределы;

- режимные ограничения;

- балансовые уравнения.

Для проверки результатов измерений за получасовые и часовые интервалы времени проводится их сравнение с дополнительно получаемыми результатами измерений за другие временные интервалы. Такие проверки производятся для всего объема результатов измерений. Статистические методы контроля достоверности результатов измерений должны быть основаны на накопленных за определенный период времени результатах измерений.

Функциональная подсистема контроля достоверности результатов измерений должна обеспечить замещение или восстановление представляемых результатов измерений при их утрате (искажении) по причинам:

- неисправности счетчиков электроэнергии;

- перерыва автоматизированного учета вследствие замены, поверки, калибровки счетчика и выполнения работ в измерительных цепях трансформаторов тока и напряжения;

- неисправности устройства сбора и передачи данных (УСПД);

- перерыва питания аппаратуры, при сбоях в программе сбора и обработки данных, вызывающих искажение и неполноту данных измеренных значений электропотребления.

Функциональная подсистема мониторинга состояния АИИС КУЭ

Мониторинг состояния АИИС КУЭ предназначен для информационного обеспечения управления процессами создания и функционирования системы коммерческого учета, включая:

- контроль состояния средств измерений (диагностика неисправностей и журналы событий ИИК, ИВКЭ и СОЕВ);

- сбор служебной информации о состоянии средств измерений, обработки и передачи информации;

- контроль выполнения измерений на уровне ИИК, контроль сбора и передачи данных на уровень ИВКЭ и ИВК;

- контроль обеспечения доступа для получения данных зарегистрированным пользователям АИИС КУЭ;

- наличие программно-технических средств, позволяющих проводить переконфигурирование АИИС КУЭ Заказчиком без привлечения Исполнителя.

Функциональная подсистема ведения классификаторов и нормативно-справочной информации

Ведение классификаторов и нормативно-справочной информации решает задачи ввода, просмотра, редактирования, хранения и архивирования классификаторов и нормативно-справочной информации, используемых при функционировании АИИС КУЭ.

Функциональная подсистема передачи информации

Функциональная подсистема передачи данных выполняет организацию перемещения информационных потоков между ИИК и ИВКЭ, ИВКЭ и ИВК, а также отвечает за предоставление пользователям АИИС КУЭ и эксплуатационному персоналу регламентированной информации в форме отображения, печатной форме, форме электронного документа.

АРМ АИИС КУЭ должны иметь прямой доступ к информации, содержащейся в базе данных сервера баз данных через ЛВС ОАО «ПНТЗ».

Внешними потребителями информации АИИС КУЭ ОАО «ПНТЗ» являются:

- Коммерческий оператор (ИАСУ КУ ОАО «АТС»);

- Системный оператор (филиал ОАО «СО ЕЭС» Свердловское РДУ);

- ОАО « МРСК Урала»;

- ОАО «ФСК» МЭС Урала;

- ОАО «ПТЭЦ».

Цель проекта

Целью создания автоматизированных систем учёта энергоресурсов (АСКУЭР) является измерение и регистрация количественных, качественных и режимных параметров потребления энергоресурсов с целью получения результатов, признаваемых результатами коммерческого учёта. Системы учёта позволят получить данные для анализа текущей ситуации и приступить к внедрению энергосберегающих технологий и разработки мероприятий по экономии энергоресурсов.

В качестве пилотных объектов внедрения АСКУЭР (энергоресурсов) было выбрано предприятие "ОАО ПНТЗ".

В систему АСКУЭР ФГУП "ОАО ПНТЗ" интегрировано оборудование различных производителей.

Назначение системы:

Получение полной, объективной и оперативной информации о потреблении энергоресурсов на объекте и функционировании средств учёта.

Снижение потребления энергоресурсов всех видов без ущерба для объекта потребителя энергоресурсов и технологических процессов.

Мониторинг результатов внедрения энергосберегающих мероприятий у потребителей энергоресурсов.

Обеспечение исполнения коммерческих расчётов за потреблённые энергоресурсы, в соответствии с действующими Правилами учёта каждого вида энергоресурсов.

Создание объективной и независимой системы расчётов между поставщиками и потребителями энергоресурсов.

Автоматическое измерение количества потреблённых энергоресурсов и контроль качества потреблённых энергоресурсов.

Выявление хищений энергоресурсов.

Автоматический контроль технического состояния узлов учёта оборудования, тепловых и водопроводных сетей, запись внештатных ситуаций в БД.

Системное решение

Автоматизированная Система Контроля и Учёта Энергоресурсов (АСКУЭР) выполнена на основе программно-аппаратного комплекса «ЭНЕРГОСФЕРА» инженерной компании ПРОСОФТ-СИСТЕМА.

Система учёта энергоресурсов АСКУЭР включает учёт:

Природного газа (коммерческий учёт).

Тепловой энергии (коммерческий учёт).

Водопотребления (технологический учёт).

Электроэнергии (технический учёт).

АСКУЭР является двухуровневой системой, с иерархической распределённой обработкой информации. Уровни системы:

1. Информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя ТТ, ТН, вторичные измерительные цепи, счётчики электроэнергии, счётчик газа, корректор объёма газа, расходомеры-счётчики, тепловычислители.

2. Информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер Базы данных, каналообразующую аппаратуру.

В АСКУЭР входит СОЕВ, формируемая на сервере и счётчиках электроэнергии.

Автоматизация энергоучета

Необходимость совершенствования процесса учета энергоресурсов

Одно из основных направлений энергетической стратегии1 - способность сферы экономики эффективно использовать энергоресурсы, предотвращать нерациональные затраты на внутреннее энергообеспечение и дефицитность топливно-энергетических балансов на федеральном, региональном и муниципальном уровнях.

Актуальность и особая значимость этих вопросов для обеспечения устойчивого развития общества в целом определяет необходимость их глубокой и детальной проработки на методологическом и практическом уровнях.

Доминирующим фактором нерациональных затрат являются потери неизбежно возникающие на этапах транспортировки энергии от поставщика к потребителю.

Превращение энергии в дорогой товар выдвигает качественно новые требования к измерению и учету этого товара.

Установка ПУ, безусловно, является необходимым средством повышения достоверности процесса учета в целом. Однако проведение в этом виде последующего съема, анализ и обработки накопленной ПУ информации носило бы весьма неординарный характер. Приборы учета, рассредоточенные территориально, не позволяют вести мониторинг текущих показателей, контролировать работу, обеспечить одновременный съем показаний, производить обработку полученных данных. И в лучшем случае возможен был бы лишь ежемесячный обход объектов учета с выполнением полуавтоматического сбора накопленных за отчетный период данных, что требует неоправданных (а порой и непосильных) затрат со стороны эксплуатирующей организации (ДЕЗ и т.п.).

В связи с этим актуальным является рассмотрение возможности реализации системы, которая позволила бы объединить ЛУИ для создания единого измерительно-информационного пространства. Разумной территориальной единицей данного пространства является ДЕЗ, объединяющая порядка 300 строений в рамках административных округов города. В настоящий момент именно ДЕЗ являются организациями, выполняющими программу по установке ЛУИ за счет выделяемых бюджетных средств. Кроме того, ДЕЗ крайне заинтересованы в статистической информации ПУ, т.к. выступают непосредственными участниками взаиморасчетов между конечными потребителями ресурсов и ресурсоснабжающими организациями.

Предложенная концепция основывается на принципах автоматизированного энергоучета и, в частности, на понятии автоматизированных систем коммерческого учета энергоресурсов (АСКУЭ). АСКУЭ предназначена для высокотехнологического решения задач расчетов за проданную - купленную энергию между субъектами рынка (коммерческий аспект), а также решения задач контроля в целях выявления нерациональных потерь и безучетного потребления (технический аспект). Рыночные и структурные преобразования энергосистемы и общества в целом делают невозможным в принципе оперативные расчеты между субъектами без применения АСКУЭ.

Все это говорит о необходимости действенного использования современных информационно-вычислительных технологий, направленных на повышение эффективности управления ЖКХ.

Трехуровневая модель архитектуры АСКУЭ

Предлагается рассматривать архитектуру АСКУЭ с точки зрения трехуровневой модели, приведенной на рисунке 1.



Рисунок 1 - Архитектура АСКУЭ.

Первый уровень объединяет ЛУИ, выполняющие первичную обработку информации (параметров расхода тепла, воды, электричества, газа и т.п.). На данном уровне выделены ПУ с импульсным выходом и ПУ с возможностью взаимодействия через интерфейсы RS-232, RS-485. Это позволяет полностью охватить как общедомовой, так и перспективные задачи поквартирного УЭ. Как правило, все водосчетчики (а также другие типы ПУ) имеют импульсный выход, а подавляющее большинство общедомовых теплосчетчиков поддерживают хорошо известный интерфейс RS-232.

Второй - определяет канал, форматы информационных обменов способ передачи данных ПУ.

Третий уровень совмещает в себе средства хранения, обработки и анализа данных ПУ. В задачи этого уровня входит предоставление пользователям АСКУЭ

максимально объективной информации о процессах потребления энергоресурсов как отдельным объектом, так и рассматриваемой инфраструктурой в целом.

С точки зрения передачи данных основной информационный поток идет с первого на третий уровень.

Декомпозиция системы АСКУЭ

Построение иерархии системы целиком связано с понятием декомпозиции, означающим деление системы на подсистемы. Метод декомпозиции - расчленение сложных объектов (явлений) на более простые. Чем проще элементы, тем полнее проникновение в глубь объекта и определение его сущности.

Применение метода декомпозиции для выделения отдельных компонентов АСКУЭ, позволяет провести четкое структурирование системы.

В первом приближении, выделяем:

* аппаратные модули;

* программные модули.

Декомпозиция системы АСУЭ на базе АСУД-248 представлена на рисунке 2.

В соответствии с принятой терминологией АСУД-248 для задач решения задач АСКУЭ выделены два типа УСПД:

* КЦС - концентратор цифровых сигналов, для организации информационного обмена с ПУ по интерфейсу RS 232/485;

* КИР - концентратор измеритель расхода, для аккумулирования и передачи данных ПУ с импульсным выходом.

Разделение УСПД на два типа устройств целесообразно с точки зрения схем организации УЭ.

Рисунок 2 - Декомпозиция АСКУЭ.

ПО АСУД-248, представляет собой программный комплекс, функционирующий в ОС Windows NT/2000/XP и обеспечивающий обработку, отображение информации о состоянии подключенных к системе устройств в удобной для восприятия оператором форме в виде графической схемы в соответствии с рисунком 3.

Рисунок 3 - Ситуационный план объекта в системе АСУД-248.

Для добавления функционала обработки данных ПУ дополнительно реализованы следующие программные модули, что отражено на рисунке 4:

* подсистема хранения учетных данных;

* подсистема управления и анализа;

* интерфейс взаимодействия с базовым ПО АСУД-248.



Рисунок 4 - Схема построения ПО АСКУЭ.

Подсистема хранения учетных данных состоит из БД и средств, поддерживающих ее работу.

Подсистема управление и анализа представляет собой законченный программный модуль ASUDBase, выполняющий весь функционал интерпретации и обработки учетных данных.

Интерфейс взаимодействия состоит из:

* Модуля расшифровки данных (МРД) КЦС, КИР, реализующего протокол работы подключенного ПУ (библиотека Datastor.dll).

* Модуля взаимодействия с БД (МВБД), обеспечивающего выполнения набора правил работы с БД (библиотека Transmitdata..dll).

Общая структура программных модулей АСКУЭ приведена на рисунке 5. Работа с БД строится на основе клиент-серверной модели.



Рисунок 5 - Структура интеграции программных модулей АСКУЭ в базовую конфигурацию ПО АСУД-248.

УСПД предназначено для измерения унифицированных сигналов (напряжение, ток, сопротивление, импульсы) от первичных измерительных преобразователей (ИП), их преобразования в значения измеряемых величин, получения данных и синхронизации цифровых приборов учета, передачу полученных значений в системы верхнего уровня и/или использования их для формирования управляющих воздействий.

Область применения - иерархические системы учета энергоносителей и электрической энергии на промышленных предприятиях и объектах ЖКХ, системы диспетчерского контроля технологических процессов и управления энергетическим и другим оборудованием.

УСПД - конфигурируемый, проектно-компонуемый, модульный, IBM PC совместимый промышленный контроллер, в котором модули ввода аналоговых сигналов, ввода дискретных и числоимпульсных сигналов, дискретных и аналоговых выходов, коммуникационные модули поставляются в различных технически целесообразных комбинациях. УСПД предназначено для стационарного размещения вне взрывоопасных помещений и обеспечивает режим непрерывной работы.

Обмен данными между ИВК АИИС КУЭ и внешними пользователями информации должен обеспечиваться в автоматическом режиме с предоставлением результатов измерений в целях коммерческого учета; Процедура предоставления результатов измерений должна соответствовать утвержденному ОАО «АТС» Приложению № 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний средств и объектов измерений в КО, ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» и АИИС КУЭ ОАО «ПНТЗ» Техническое задание 55181848.422222.142 ТЗ ООО «Прософт-Системы», г.Екатеринбург 2011 г. 38

Достоверность и подлинность данных, представляемых внешним пользователям АИИС КУЭ, при необходимости могут быть подтверждены электронной цифровой подписью. Необходимость подтверждения определяется в соглашении об информационном обмене заинтересованных сторон.

В качестве устройства синхронизации времени (УСВ) СОЕВ следует использовать GPS-приемник, принимающий сигналы точного времени от спутниковой системы GPS. GPS-приемник должен входить в состав УСПД ИВКЭ. Антенна GPS-приемника должна быть установлена снаружи помещения в зоне уверенной связи со спутниками системы GPS.

В УСПД должно быть соответствующее программное обеспечение для синхронизации (коррекции) внутреннего времени контроллера с астрономическим временем УСВ, а также перевода этого времени в календарное время для СОЕВ.

Структурная схема АИИС КУЭ ОАО «ПНТЗ»

Мероприятия по снижению коммерческих потерь электроэнергии можно условно разделить на две группы:

1. Организационные, повышающие точность расчетов показателей баланса электроэнергии, в т.ч. полезного отпуска потребителям.

2. Технические, в основном связанные с обслуживанием и совершенствованием систем учета электроэнергии.

К основным организационным мероприятиям следует отнести следующие:

- Проверка наличия актов разграничения балансовой принадлежности по точкам поставки внешнего и внутреннего сечения учета электроэнергии, своевременная фиксация всех точек поставки электроэнергии, проверка на соответствие с договорными условиями.

- Формирование и своевременная актуализация баз данных о потребителях электроэнергии и группах учета, с привязкой их к конкретным элементам схемы электрической сети.

- Сверка фактических технических характеристик приборов учета и применяемых в расчетах.

- Проверка наличия и правильности алгоритмов «дорасчета» потерь при установке приборов учета не на границе балансовой принадлежности.

- Своевременная сверка показаний приборов учета, максимальная автоматизация операционной деятельности по расчетам объемов электроэнергии для исключения влияния «человеческого фактора».

- Исключение практики «безучетного» электроснабжения.

- Выполнение расчетов технологических потерь электроэнергии, повышение точности их расчетов.

- Контроль фактических небалансов электроэнергии на ПС, своевременное принятие мер по устранению сверхдопустимых отклонений.

- Расчеты «пофидерных» балансов электроэнергии в сети, балансов по ТП 10(6)/0,4 кВ, в линиях 0,4 кВ, для выявления «очагов» коммерческих потерь электроэнергии.

- Выявление хищений электроэнергии.

- Обеспечение персонала, выполняющего проверки приборов учета и выявление хищений электроэнергии, необходимым инструментом и инвентарем. Обучение методам выявления хищений электроэнергии, повышение мотивации дополнительным материальным вознаграждением с учетом эффективности работы.

К основным техническим мероприятиям, направленным на снижение коммерческих потерь электроэнергии, следует отнести следующие:

- Инвентаризация измерительных комплексов электроэнергии, маркирование их знаками визуального контроля, пломбирование электросчетчиков, измерительных трансформаторов, установка и пломбирование защитных кожухов клеммных зажимов измерительных цепей.

- Своевременная инструментальная проверка приборов учета, их поверка и калибровка.

- Замена счетчиков электроэнергии и измерительных трансформаторов на приборы учета с повышенными классами точности.

- Устранение недогрузки и перегрузки трансформаторов тока и напряжения, недопустимого уровня потерь напряжения в измерительных цепях ТН.

- Установка приборов учета на границах балансовой принадлежности, в т.ч. пунктов учета электроэнергии на границе раздела балансовой принадлежности, проходящей по линиям электропередач.

- Совершенствование расчетного и технического учета электроэнергии, замена устаревших измерительных приборов, а также приборов учета с техническими параметрами, не соответствующими законодательным и нормативно - техническим требованиям.

- Установка приборов учета за пределами частных владений.

- Замена «голых» алюминиевых проводов ВЛ - 0,4 кВ на СИП, замена вводов в здания, выполненных голым проводом, на коаксиальные кабели.

- Внедрение автоматизированных информационно-измерительных систем коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ), как для промышленных, так и для бытовых потребителей.

Последнее из перечисленных мероприятий является наиболее эффективным в снижении коммерческих потерь электроэнергии, поскольку является комплексным решением основных ключевых задач, обеспечивая достоверное и дистанционное получение информации от каждой точки измерения, осуществляя постоянный контроль исправности приборов учета. Кроме того, максимально усложняется осуществление несанкционированного электропотребления, и упрощается выявление «очагов» потерь в кратчайшие сроки с минимальными трудозатратами. Ограничивающим фактором широкой автоматизации учета электроэнергии является дороговизна систем АИИС КУЭ. Реализацию данного мероприятия возможно осуществлять поэтапно, определяя приоритетные узлы электрической сети для автоматизации учета на основании предварительного энергетического обследования с оценкой экономической эффективности внедрения проекта.

Для решения вопросов по снижению коммерческих потерь электроэнергии также необходимо совершенствовать нормативно-правовую базу в области энергоснабжения и учета электроэнергии. В частности, применение нормативов потребления коммунальных услуг по электроснабжению должно побуждать абонентов к скорейшей установке приборов учета (устранения их неисправностей), а не к подсчету выгоды от их отсутствия. Процедура допуска представителей сетевых компаний для проверки состояния приборов учета и снятия их показаний у потребителей, в первую очередь у физических лиц, должна быть максимально проста, а ответственность за несанкционированное электропотребление усилена.

Основной целью учета является получение достоверной информации о количестве отпущенной и потребленной электроэнергии (величине мощности) для решения финансовых расчетов за электроэнергию и мощность, определения и прогнозирования техникоэкономических показателей потребления электроэнергии предприятием, обеспечения энергосбережения и организации электропотребления. Различают коммерческий, используемый для финансовых расчетов (с определенными требованиями по местам установки средств учета, их типам, классам точности и периодичности снятия показаний), и технический учет электроэнергии в целях организации по подразделениям электропотребления и энергосбережения на предприятии.

Средства учета электроэнергии -- это устройства, обеспечивающие измерение и учет; к ним относятся: счетчики электрической энергии (активной и реактивной); измерительные трансформаторы тока и напряжения; телеметрические датчики; информационно измерительные системы и их линии связи. Измерительным комплексом средств учета электроэнергии называется совокупность соединенных между собой по установленной схеме устройств. Совокупность измерительных комплексов, установленных на одном объекте (например, на предприятии), называется системой учета электроэнергии.

Самым распространенным видом электроизмерительных приборов являются счетчики активной и реактивной энергии. Различают счетчики непосредственного включения в сеть и счетчики, предназначенные для подключения к измерительным трансформаторов тока и напряжения. В последнем случае показания счетчика умножают на расчетный коэффициент Кр, равный произведению соответствующих коэффициентов трансформации: Ар = К,Ки. Есть счетчики, заранее отградуированные для работы с конкретными измерительными трансформаторами, которые указаны на их табличке. Такие счетчики называются трансформаторными; пересчет их показаний не требуется.

В качестве расчетных приборов учета используют однофазные и трехфазные счетчики двух типов: индукционные и статические (электронные). В индукционном счетчике имеется подвижный диск, по которому протекают токи, индуцированные магнитным полем токопроводящих катушек. В электронном счетчике переменный ток и напряжение воздействуют на твердотельные (электронные) элементы для создания на выходе импульсов, число которых пропорционально измеряемой активной энергии.

Счетный механизм представляет собой электромеханическое или электронное устройство, содержит запоминающее устройство и дисплей. В последние годы повсеместно идет переход с индукционных счетчиков на электронные, обеспечивающие более высокую точность, возможность хранения и передачи данных, меньшую вероятность вмешательства в работу прибора в целях искажения его показаний. Электронный счетчик может быть многотарифным, если в нем есть набор счетных механизмов, каждый из которых работает в установленные интервалы времени, соответствующие различным тарифам. Использование таких счетчиков дает потребителю возможность выбора тарифа, дифференцированного по времени суток.

Все счетчики электроэнергии включаются по типовым схемам, в которых для правильной работы счетного механизма и во избежание хищений необходимо соблюдать полярность выводов: генераторные зажимы подключают к источнику питания, нагрузочные зажимы -- к цепи тока нагрузки. Система учета электроэнергии должна быть защищена от воздействия электромагнитных полей (сверх установленных техническими условиями), механических повреждений и несанкционированного доступа. На счетчиках устанавливают два типа пломб: заводские пломбы на креплении кожухов, не допускающие проникновение внутрь механизма счетчика, и пломбы организации (субъекта электроэнергетики), с которой осуществляются финансовые расчеты.

Счетчики активной энергии изготавливают следующих классов точности (обозначает наибольшую относительную погрешность в процентах): индукционные -- 0,5; 1,0; 2,0 и 2,5; электронные -- 1; 2; 0,2S; 0,5S. Требования к классу точности определяют в зависимости от цели и места установки системы учета; ряд требований определены в правовых и нормативных документах. Рынок электроэнергии предъявляет повышенные требования к точности приборов учета.

На розничных рынках электроэнергии должны использоваться приборы учета следующих классов точности: для потребителей, присоединенная мощность которых не превышает 750 кВ * А (в том числе граждан), -- 2,0 и выше; более 750 кВ * А -- 1,0 и выше. При подключении новых потребителей до 750 кВ * А или замене приборов учета классы точности следует повышать до 1,0 на напряжении до 35 кВ и до 0,5S на напряжении ПО кВ и выше. Потребители с присоединенной мощностью более 750 кВ ¦ А обязаны устанавливать приборы учета, позволяющие измерять почасовые объемы потребления электрической энергии, класса точности 0,5S и выше, в том числе включенные в состав автоматизированной измерительной системы коммерческого учета с хранением и передачей данных на вышестоящие уровни.

Если расчетный прибор учета расположен не на границе балансовой принадлежности электрических сетей, то объем отпущенной потребителю электроэнергии обычно корректируется с учетом величины нормативных потерь электрической энергии, возникающих на участке сети от границы до места установки прибора учета. Величина нормативных потерь определяется в соответствии с методикой выполнения измерений, согласовываемой сторонами. Возможно применение приборов учета, в которых заложены соответствующие алгоритмы определения потерь, тогда их показания используют для расчетов.

Снижение производственных затрат на энергоресурсы затрат реализуется направлениями технической политики предприятия, заключающейся в снижении стоимости потребленной электроэнергии и повышении эффективности ее использования. Потребители как субъекты оптового или розничных рынков электроэнергии организуют прогнозирование расходов электроэнергии и графиков нагрузки на различные временные интервалы (от года до минут), рассматривая регулирование своей нагрузки.

Для оптимизации затрат предприятию следует переносить часть нагрузки на другие временные интервалы -- полупиковые и ночные. Считая, что годовое А(А = Рмах Тмах) и суточное Ас (Ас = 24Рс) электропотребление не зависят от регулирования (энергия для функционирования предприятия W const), можно организовать перераспределение потребляемой энергии в течении суток. Для этого на суточном графике нагрузки предприятия выделяют ночную зону Рн; дневную зону, равную средней нагрузке Рс; утренний РУ(таХ) и вечерний Рв(тах) максимумы, совпадающие с временем прохождения максимума в энергосистеме (при этом Рс < Ру(макс) < Рв(мах))

Предприятию следует изыскать возможность отключать энергоемкие агрегаты в часы прохождения максимума, но включать их в дневные и ночные часы, так чтобы при выполнении производственной программы суточное электропотребление было постоянным. Снижение заявленного максимума (и оплаты) возможно, если такое регулирование будет осуществляться на протяжении всего периода, на который заявлен график нагрузки (месяц, квартал, год).

Если предприятие не выполняет заявленный график нагрузки, то ему придется оплачивать электроэнергию по другим тарифам и нести штрафные санкции. Предприятие заинтересовано в постоянном управлении величиной электропотребления, опираясь на возможности регулирования по цехам.

Условно принимается:

1) технологический процесс одинаков для каждого цикла (смены), но изменением времени начала и конца цикла можно перевести максимальную нагрузку на другое время;

2) процесс непрерывен и не может сдвигаться во времени, но продукция различна по электроемкости, а сам процесс регулируем по интенсивности -- следует ставить на часы максимума выпуск неэнергоемкой продукции;