Реализация Программы перспективного развития систем учета электрической энергии на розничном рынке электроэнергии в сетях МРСК

Основные направления Программы
Развитие коммерческого учета.
1. 1. Модернизация существующего учета электроэнергии.
Модернизация системы учета электроэнергии подразумевает замену существующих элементов системы учета, не соответствующих требованиям правил коммерческого учета на РРЭ на объектах РСК.
1.2. Установка комплексов учета электроэнергии (в т.ч. выносных пунктов) на границе балансового раздела.
Установка измерительных комплексов подразумевает организацию учета на ГБП, а так же контроль за выполнением раздела 3,4 статьи 13 федерального закона N 261-ФЗ от 23 ноября 2009 г.
2. Развитие технического учета.
2.1. Модернизация технического учета.
При модернизации технического учета производиться дооснащение существующих ИИК необходимыми компонентами (счетчиками, ТТ, ТН) для приведения ИИК в соответствие с требованиями ПУЭ.
2.2. Организация технического учета электроэнергии.
При организации технического учета производиться установка отсутствующих ИИК технического учета
3. Автоматизация систем учета электроэнергии.

Объемы финансирования Программы в 2010 – 2015 г.
тыс. руб. без НДС

Объемы реализации Программы в 2010-2015 г.
677 220 точек учета (100%)

Затраты на реализацию Программы в 2010-2015 г.
3 294 301 тыс. руб. без НДС (100%)

Выполнение работ по Программе перспективного развития систем учета электроэнергии на розничном рынке электроэнергии в 2010 году.
Всего в течении 2010 года в рамках реализации Программы установлено средств измерения по итогам закупочных процедур на 340 440 тыс. руб. без НДС, а именно:
Приборов учета – 22 235 шт.;
Трансформаторов тока – 4742 шт.;
Трансформаторов напряжения – 30 шт.;
Выносных шкафов учета – 19 113 шт.;
что в точках учета составляет 41 533 шт.:
Юридические лица – 3 145 шт.;
Бытовые потребители – 32 103 шт.;
Многоквартирные дома – 2 214 шт.;
Технический учет – 4 071 шт.
Эффект от наладки систем учета составил 114 млн. кВт*ч или 116 млн. руб. за 1 квартал 2011 года.
Срок окупаемости – 3 года.
Срок окупаемости на отдельных территориях – менее 1 года.

Проблемы при реализации Программы в части 2010 года
При реализации Программы в 2010г. допущен ряд недочетов, одной из причин которых являлось отсутствие анализа данных, предоставляемых РЭСами в рамках заявок на проведение работ для включения в состав технических заданий, со стороны аппарата управления филиалов и ДЗО, а именно:
Допущены просчеты при определении номинальных характеристик оборудования учета электроэнергии в результате чего происходил выход из строя трансформаторов тока и счетчиков электроэнергии в следствии перегрузки;
При проведении работ по наладке систем учета электроэнергии в населенных пунктах не осуществлялась организация технического учета на питающих ТП для формирования балансов электроэнергии по элементам сети;
Системы учета электроэнергии устанавливались разобщено по всей территории филиалов, а не комплексно от одной ТП, линии, населенному пункту в следствии чего эффект от их установки сводился к минимуму;

Проблемы при реализации Программы в части 2010 года
При заключение договоров на выполнение работ подрядным способом не были учтены работы по устройству контуров заземления для выносных щитов учета и работы ограничителей перенапряжения;
При монтаже выносных шкафов учета электроэнергии на двух и более квартирных частных домах не было предусмотрено разделение вводов
При монтаже систем учета выявлялась необходимость замены вводного кабеля из-за нехватки его длины для подключения щита учета или ветхости кабеля;

Меры по предотвращению повторения ошибок 2010 г. при реализации Программы и изменение принципов работы в 2011 г.
Реализации программы в 2011 году:
- Разработано новое типовое техническое задание, повышающее эффективность ранее принятых технических решений;
- Предусмотрена актуализация информации о состояние объектов и количестве необходимого оборудования, путем проведения обследования подрядными организациями объектов проведения работ и определением ими самостоятельно номинальных характеристик оборудования;
- Параллельно наладке систем учета предполагается автоматизация сбора данных с установленных счетчиков электроэнергии;
- Организация технического учета с возможностью измерения параметров качества электроэнергии на ТП, питающих населенный пункт, вне зависимости от величины объема работ в нем.
- При организации учета планируется применение технических решений, ограничивающих доступ потребителя к средствам учета и как следствие исключающих вероятность безучетного потребления (установка систем учета на опорах ВЛ с применением выносных датчиков мощности и выносных дисплеев);

Эволюция технических решений ОАО «МРСК Сибири» по наладке систем учета электроэнергии у потребителей
2011 г. Производство работ в соответствии с политикой инновационного развития и с учетом применения самым передовых технологий в области учета электроэнергии.
Организация учета на ПС/ТП (1%)
Организация учета на многоквартирных домах (15%)
Учет у потребителей (технические решения скорректированы) (84%)
Существенные изменения отсутствуют
Существенные изменения отсутствуют
Изменения:
- Отсутствие вандализма ввиду трудной доступности;
Полное исключение возможных фактов безучетного потребления на спуске линии от опоры до здания;
Отсутствие необходимости применения СИП для организации ввода в здание (от 10 до 100 м. на одну ТУ);
Использование заземляющего контура опор ВЛ;
Наличие технических решений, не требующих применения ВШУ и заземляющих контуров.
Примечание: В течении 2011 г. планируется организация автоматизированного сбора данных с устанавливаемых приборов учета.

Возможные варианты мест установки выносных систем учета электроэнергии у потребителей на уровне напряжения 0,4 (0,2) кВ
Использование контура заземления не требуется
Замена провода на СИП на спуске линии от опоры до здания (от 10 до 100 м.)

Возможные варианты мест установки выносных систем учета электроэнергии у потребителей на уровне напряжения 0,4 (0,2) кВ

Информация о производителях
Наименование производителя приборов учета электроэнергии
Протокол обмена данных приборов учета
Страна производитель электронных компонентов (чипа/процессора)
ООО «НПК Инкотекс», г. Москва
ООО НТЦ «ГОСАН», г. Москва
ЗАО «РиМ», г. Новосибирск
ООО «Матрица», г. Железнодорожный (Московская область)
Открытый
Закрытый для 5-й серии, открытый для 7-й
Китай
Германия
Тайвань, Япония
Молдавия
Открытый
Открытый

Требования к системам учета электроэнергии
НОВЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ НЕ ПРОТИВОРЕЧАТ НИ ОДНОМУ ИЗ ПУНКТОВ ПУЭ И ПРОЕКТА ТЕХНИЧЕСКОЙ ПОЛИТИКЕ ОАО «ХОЛДИНГ МРСК».
Требования проекта Положения о технической политике по учету электроэнергии в распределительном электросетевом комплексе ОАО «Холдинг МРСК»:
Раздел 3.3. Все средства измерения, входящие в ИИК должны входить в перечень средств измерений, внесенных в Государственный реестр и допущенных к применению в Российской Федерации…
Установка счетчиков электроэнергии и электропроводка к ним должна быть проведена в соответствии с требованиям ПУЭ – СООТВЕТСТВУЕТ.
Требования ПУЭ по установке счетчиков электроэнергии:
п. 1.5.29. Счетчики должны устанавливаться в шкафах, камерах, комплектных распределительных устройствах, на панелях, щитах, в нишах, на стенах, имеющих жесткую конструкцию.…. Высота от пола до коробки зажимов счетчиков должна быть в пределах 0,8-1,7 м. Допускается высота менее 0,8 м., но не менее 0,4 м.

Требования к системам учета электроэнергии
При реализации Программы ОАО «МРСК Сибири» применяет приборы учета электроэнергии, в т.ч. производимые как SPLIT – системы (прибор учет + выносной дисплей, прибор учета + дополнительный датчик мощности) ООО «Инкотекс» (ПУ Меркурий), ЗАО «РИМ» (ПУ РИМ, СТЭБ, СОЭБ), ООО «Матрица» (ПУ Матрица), НТЦ «ГОСАН» (ПУ БИМ), в обязательном порядке имеющие:
Сертификат об утверждении типа средств измерения (внесении в Государственный реестр средств измерений и допущении к применению в Российской федерации);
Сертификат соответствия требованиям нормативных документов.
что соответствует требованиям правил функционирования розничного рынка электроэнергии.
Технические решения и места установки систем учета электроэнергии на ПС/ТП, многоквартирных домах, у юридических соответствуют всем нормативным документам. Применяемые приборы учета выполнены в виде моноблока.
Технические решения и места установки систем учета электроэнергии у бытовых потребителей также соответствуют требованиям нормативных документов. Применяемые приборы учета выполнены в виде SPLIT – системы, компоненты которой устанавливаются отдельно друг от друга.
ПУЭ, правила функционирования розничного рынка электроэнергии, проект технической политики ОАО «Холдинг МРСК», а также иные нормативные документы не запрещают подобную архитектуру построения приборов учета, что подтверждается соответствующими сертификатами на продукцию производителей.
Отвечающие за визуальный вывод информации компоненты приборов учета, выполненных в виде SPLIT – системы, устанавливаются в помещении на высоте до 1,7 м в соответствии с ПУЭ.

Положительные и отрицательные стороны при установке выносных систем учета
При комплексной наладке в населенных пунктах систем учета электроэнергии на высоте более 1,7 м. отпадает необходимость замены голого провода на СИП на магистральных ВЛ 0,4 кВ в рамках мероприятий по снижению потерь электроэнергии ввиду полного исключения вероятности фактов безучетного потребления, что дает экономию в размере 1 млн. руб. на километр линии (средняя удельная стоимость реконструкции линии с учетом необходимости замены опор).

Стоимость использования различных технических решений организации учета электроэнергии
Стоимость организации учета электроэнергии на уровне напряжения 0,2 кВ в зависимости от применяемых технических решений

Дополнительный эффект от внедрения новых технических решений
Дополнительный эффект от установки приборов учета в недоступных местах с одновременной организацией автоматизированного сбора данных по сравнению с установкой ВШУ на фасаде здания без организации автоматизированного сбора данных на примере организации учета электроэнергии в 1000 точкек учета:
1. За счет снятия показаний приборов учета:
1 000 пок. * 10 руб./пок. * 4 раза/год = 40 000 руб.,
где 10 руб./пок. – средняя стоимость снятия одного показания персоналом, действующим по договорам ГПХ.
2. За счет экономии на ремонтно-восстановительном фонде (по статистике 5% приборов учета в течении первого года эксплуатации подвержены вандализму):
5 % * 1 000 ТУ * 2 500 руб./ПУ = 125 000 руб.
3. За счет отсутствия необходимости замены провода на СИП на спуске линии от опоры до здания:
25 м. * 40 р./м. * 1 000 ТУ = 1 000 000 руб.,
где 40 р./м. – средняя удельная стоимость СИП сечения 16 мм.
Итого дополнительный эффект: 40 000 + 125 000 + 1 000 000 = 1 129 000 руб./год. (срок окупаемости дополнительных затрат на организацию учета по новому техническому решению – 2,5 года).
Итого дополнительный эффект на 1 ТУ: 1 129 руб., в т.ч. 1000 руб. – единовременный.

Эффект от внедрения новых технических решений
Эффект от наладки филиалом «ГАЭС» систем учета на 150 ТУ производства ЗАО «РиМ» в п. Майма
(фидера Л-14-7, Л-14-9 )
Эффект от наладки филиалом «Кузбассэнерго-РЭС» систем учета производства ООО «Матрица»
в п. Куртуково
Затраты на проект – 2 400 тыс.руб.
Экономический эффект за 1 год – 630 тыс. руб.
Срок окупаемости – 3,8 лет.
Затраты на проект – 2 400 тыс.руб.
Экономический эффект за 1 год – 630 тыс. руб.
Срок окупаемости – 3,8 лет.

Предполагаемые варианты мест установки выносных систем учета электроэнергии у потребителей

План работ на 2011 год.
Всего в течении 2011 года до нововведений в рамках реализации Программы планировалось осуществить наладку 62 535 систем учета на сумму 505 307 млн. руб. без НДС:
- Юридические лица – 42 шт.;
- Бытовые потребители – 52 815 шт.;
- Многоквартирные дома – 9 678 шт.;
Организация АИИС КУЭ – 4 141 шт.
После нововведений общее количество точек учета, планируемых к наладке, снизилось на 20 тысяч штук.
Данный дефицит объемов работ планируется покрыть за счет экономии от проведения закупочных процедур в рамках инвестиционной программы на 2011 год
Эффект от наладки систем учета в 2011 году составит ~ 200 млн. кВт*ч или 203 млн. руб.
Срок окупаемости – 3 года.
Срок окупаемости на отдельных территориях – менее 1 года.

Предлагаемые изменения
в план работ с 2012 года.
В рамках корректировки ППР РРЭ предполагается в течении 2012 г. осуществить наладку систем технического учета электроэнергии на ПС 110-35 кВ. При этом произойдет сдвиг работ по наладке систем учета у бытовых потребителей с 2012 на 2013 г. с отнесением части работ в «дефицит». Работы у бытовых потребителей будут также скорректированы с учетом применения технических решений, ограничивающих доступ потребителей к приборам учета.
С 2013 г. до корректировки ППР РРЭ предполагается массовая автоматизация сбора данных с приборов учета бытовых потребителей (40% годового финансирования). После осуществления корректировки за счет смещения работ по бытовым потребителям с 2012 на 2013 г. начало массовой автоматизации приборов учета бытовых потребителей предполагается с 2014 г.

Автоматизация приборов учета
в 2012 году установленных в 2009 – 2010 годах. Этапы выполнения работ:
Обследование;
Поставка, монтаж и наладка оборудования и ПК автоматизированного сбора данных;
Формирование полезного отпуска в едином ПК.
Результат выполнения работ:
Затраты минимальны;
Эффект:
нет разногласий с энергосбытом;
исключается человеческий фактор;
значительно снижается размер хищений
Работы выполняются без аттестации и утверждения МВИ в Росстандарте РФ, и соответвственно без внесения АИИС КУЭ в госреестр средств измерений