Кто осуществляет обслуживание и эксплуатацию систем учета электроэнергии в организации

Обновлено: 30.06.2024

В настоящее время, в проблемах создания эффективного основного производства, вопросы диспетчеризации энергоснабжения промышленного предприятия выходят на первый план. Актуальным является повышение надежности, бесперебойности энергоснабжения, качество и учет энергоносителей. Для эффективности работы производства требует внедрения не только коммерческого, но и технического учета энергоносителей. Это позволит производить учет расхода электроэнергии, как отдельных подразделений, так и удельный расход электроэнергии на производственный цикл, этап, изделие. При этом, в техническом учете электроэнергии потребность в количестве приборов учета на порядок больше, чем в коммерческом. Без автоматизации снятия показаний со счетчиков электроэнергии, невозможно добиться баланса и достоверного расхода энергоносителей по конкретному объекту. Это связано с тем, что съем показаний с привлечением персонала невозможно выполнить единовременно и получить срез показаний счетчиков в одно в заданное время по всему предприятию.

Показания счетчиков учета, снятые в разное время, дают такую величину небаланса, которая не позволяет достоверно контролировать удельные расходы. Достоверный контроль практически невозможен еще и из-за высокой трудоемкости снятия показаний и обработки данных, а оперативный контроль расхода энергоносителей необходим за смену или за цикл производственного процесса. Кроме проблем технического учета электроэнергии, актуальной задачей является внедрение современных средств контроля режимов работы электроустановок. Быстрое выявление, локализация и устранение неисправностей, своевременное получение достоверной информации о причинах отказах электрооборудования и возникновения аварийной ситуации позволяет разработать наиболее эффективные мероприятия по выявлению достоверных причин аварии и своевременное устранение, в итоге — повышение надежности электроснабжения. Практически ни у кого не вызывает сомнений, что автоматизацию управления электроснабжением необходимо делать. А что конкретно делать и как вызывает много вопросов. Во многом это связано с отсутствием опыта внедрения таких систем и опыта работы с ними и сложности оценки стоимости затрат.

К вопросам диспетчеризации управления электроустановками необходимо отнести необходимость выполнения для ряда промышленных предприятий системы обмена технологической информацией с автоматизированной системой Системного оператора (СОТИ АССО) по режимам работы электрической сети. Немаловажным фактором является наличие конструктивных взаимоотношений с энергоснабжающей организацией по надежности и качеству поставляемой электроэнергии. Эти взаимоотношения не могут строиться без современных средств контроля параметров качества электроэнергии, и регистраторов аварийных событий для своевременного и правильного выявления причин возникновения и характера развития аварий в электроустановках на границе балансовой принадлежности.

На основании выше изложенного, можно отметить основной комплекс первичных задач по автоматизации электроустановками, которые необходимо внедрять сегодня или в ближайшей перспективе:

технический учет электроэнергии;
оперативный контроль режимов работы электрической сети;
дистанционное управление электроустановками;
СОТИ АССО.

Относительно высокая стоимость внедрения систем автоматизированного учета электроэнергии и систем управления сдерживает их активное внедрение. На этом фоне так же актуальным является поставленных задач поэтапно. Каждый этап должен быть технически и экономически обоснован. Только получение экономического эффекта от каждого этапа внедрения даст обоснование и целесообразность дальнейшей модернизации систем автоматизации управления электротехническим оборудованием.

Должны быть определены основные этапы от постановки до полного решения поставленной задачи. Четко обозначаются проблемы и функции, которые необходимо решить в порядке их первостепенной важности.
Должна быть обозначена мотивация к внедрению автоматизированных систем управления: например, удельная стоимость электроэнергии в стоимости выпускаемой продукции, экономическая эффективность производства, расход электроэнергии по подразделению, цеху, смене и т.д.

Первый этап всегда несет большую часть нагрузки по реализации общесистемных решений. Необходимо проработать вопросы по каналам связи, серверному оборудованию, программному обеспечению верхнего уровня и автоматизированным рабочим местам.

Основная задача любой системы диспетчеризации это — дистанционный оперативный контроль дежурным персоналом за режимами работы энергетического оборудования и своевременное получение информации о процессах, происходящих на обслуживаемом объекте (телеметрия), а также управление этими процессами (телемеханика и автоматизация) для оптимизации режимов работы энергетического оборудования и увеличения ресурса его работы.

Однако усложняет процесс принятия решения по внедрению системы автоматизации управления отсутствие понимания и веры в эффективность управления ЭТО и готовность персонала к дистанционному управлению электроустановками.

Построение системы диспетчеризации связано с реализацией следующих прикладных задач:

При создании систем автоматизации управления электроустановками требуется выполнение работ по сбору большого количества данных. Усложняет проблему состояние и возраст основного электротехнического оборудования, распределенное территориальное расположение электроустановок и, как правило, отсутствие каналов связи.

Особо необходимо отметить, что должна быть разработана четкая структурная схема системы, определены функции, задачи и взаимодействие всех ее составляющих. Эффект резко падает, когда выбирается оборудование или не полностью имеющее необходимые функции для выполнения задач конкретного узла, или наоборот выбирается оборудование, дублирующее эти возможности. В настоящее время появляется все больше средств для реализации систем автоматизации, совмещающие несколько функций, что ранее казалось бы несовместимым.

Какое оборудование внедрять, и на каком этапе — это и является наиболее сложной задачей. На наш взгляд, порядок решения должен быть примерно следующим: Всегда необходимо начинать с изучения технологии производства предприятия (технология управления ЭТО везде одинакова), с целью выявления проблемных мест и начинать с их решения в части энергетики.

Принимая к сведению, что интерфейс технического учета электроэнергии может не соответствовать интерфейсу коммерческого учета электроэнергии, и типовые требования к нему отсутствуют, SCADA программа должна иметь возможность создавать архив показаний счетчиков учета электроэнергии, иметь возможность обрабатывать и формировать отчеты по произвольной форме, определяемой конкретными требованиями конкретного предприятия.

Пример структурной схемы автоматизации управления электроснабжением предприятия показан на рисунке 1.

Рис. 1. Общая структурная схема

В таблице 1 показан вариант разбивки на этапы выполнения полного объема автоматизации управления схемой электроснабжения промышленного предприятия с требованием реализации всех основных функций автоматизированного и автоматического управления, включая передачу данных системному оператору энергосистемы (СОТИ АССО), применительно к структурной схеме, приведенной на рис.1.

Для решения на первом этапе задачи технического учета электроэнергии, минимальное требование к верхнему уровню – сервер, автоматизированное рабочее место инженера (АРМ) и SCADA программа для работы с показаниями счетчиков. SCADA программа должна иметь модульную структуру и функционально расширяться с каждым этапом. Это позволит разнести во времени по этапам внедрения затраты на дорогостоящее технологическое программное обеспечение сервера и АРМ.

Приборы учета - совокупность устройств, обеспечивающих измерение и учет электроэнергии (измерительные трансформаторы тока и напряжения, счетчики электрической энергии, телеметрические датчики, информационно - измерительные системы и их линии связи) и соединенных между собой по установленной схеме.

Счетчик электрической энергии - электроизмерительный прибор, предназначенный для учета потребленной электроэнергии, переменного или постоянного тока. Единицей измерения является кВт*ч или А*ч.

Расчетный счетчик электрической энергии - счетчик электрической энергии, предназначенный для коммерческих расчетов между субъектами рынка.

Для учета электрической энергии используются приборы учета, типы которых утверждены федеральным органом исполнительной власти по техническому регулированию и метрологии и внесены в государственный реестр средств измерений. Классы точности приборов учета определяются в соответствии с техническими регламентами и иными обязательными требованиями, установленными для классификации средств измерений.

Счетчики для расчета электроснабжающей организации с потребителями электроэнергии рекомендуется устанавливать на границе раздела сети (по балансовой принадлежности) сетевой организации и потребителя. В случае если расчетный прибор учета расположен не на границе балансовой принадлежности электрических сетей, объем принятой в электрические сети (отпущенной из электрических сетей) электрической энергии корректируется с учетом величины нормативных потерь электрической энергии, возникающих на участке сети от границы балансовой принадлежности электрических сетей до места установки прибора учета, если соглашением сторон не установлен иной порядок корректировки.

Не разрешается устанавливать счетчики в помещениях, где по производственным условиям температура может часто превышать +40 °С, а также в помещениях с агрессивными средами.

Допускается размещение счетчиков в неотапливаемых помещениях и коридорах распределительных устройств электростанций и подстанций, а также в шкафах наружной установки. При этом должно быть предусмотрено стационарное их утепление на зимнее время посредством утепляющих шкафов, колпаков с подогревом воздуха внутри них электрической лампой или нагревательным элементом для обеспечения внутри колпака положительной температуры, но не выше +20 °С.

Счетчики должны устанавливаться в шкафах, камерах комплектных распределительных устройств (КРУ, КРУН), на панелях, щитах, в нишах, на стенах, имеющих жесткую конструкцию.

Допускается крепление счетчиков на деревянных, пластмассовых или металлических щитках. 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.

В местах, где имеется опасность механических повреждений счетчиков или их загрязнения, или в местах, доступных для посторонних лиц (проходы, лестничные клетки и т.п.), для счетчиков должен предусматриваться запирающийся шкаф с окошком на уровне циферблата. Аналогичные шкафы должны устанавливаться также для совместного размещения счетчиков и трансформаторов тока при выполнении учета на стороне низшего напряжения (на вводе у потребителей).

Конструкции и размеры шкафов, ниш, щитков и т.п. должны обеспечивать удобный доступ к зажимам счетчиков и трансформаторов тока. Кроме того, должна быть обеспечена возможность удобной замены счетчика и установки его с уклоном не более 1°. Конструкция его крепления должна обеспечивать возможность установки и съема счетчика с лицевой стороны.

Для безопасной установки и замены счетчиков в сетях напряжением до 380 В должна предусматриваться возможность отключения счетчика установленными до него на расстоянии не более 10 м коммутационным аппаратом или предохранителями. Снятие напряжения должно предусматриваться со всех фаз, присоединяемых к счетчику.

Трансформаторы тока, используемые для присоединения счетчиков на напряжении до 380 В, должны устанавливаться после коммутационных аппаратов по направлению потока мощности.

Каждый установленный расчетный счетчик должен иметь на винтах, крепящих кожух счетчика, пломбы с клеймом госповерителя, а на зажимной крышке - пломбу сетевой организации.

На вновь устанавливаемых трехфазных счетчиках должны быть пломбы государственной поверки с давностью не более 12 месяцев, а на однофазных счетчиках - с давностью не более 2 лет.

Категория потребителей	Уровень напряжения	Подключение	Альтернативное условие	Класс точности	Глубина хранения данных
Потребители-граждане	Не имеет значения	Не имеет значения		2,0 и выше	Не регламентируется
Юридические и приравненные к ним лица (на границе раздела объектов электросетевого хозяйства и внутридомовых инженерных систем МКЖД)	0,4 кВ	Новое	При замене вышедшего из эксплуатации, вышедшего из строя прибора учета или после истечения установленного межповерочного интервала существующего прибора учета	1,0 и выше	Не регламентируется
Юридические и приравненные к ним лица (на границе раздела объектов электросетевого хозяйства и внутридомовых инженерных систем МКЖД)	0,4 кВ	Существующее	До момента выхода из эксплуатации, выхода из строя, истечения межповерочного интервала прибора учета	2,0 и выше	Не регламентируется
Юридические и приравненные к ним лица с максимальной мощностью менее 670 кВт	35 кВ и ниже	Новое	При замене выбывших из эксплуатации, вышедших из строя приборов учета или после истечения установленного межповерочного интервала существующего прибора учета	1,0 и выше	Не регламентируется
Юридические и приравненные к ним лица с максимальной мощностью менее 670 кВт	35 кВ и ниже	Существующее	До момента выхода из эксплуатации, выхода из строя, истечения межповерочного интервала прибора учета	2,0 и выше	Не регламентируется
Юридические и приравненные к ним лица с максимальной мощностью менее 670 кВт	110 кВ и выше	Новое	При замене выбывших из эксплуатации, вышедших из строя приборов учета или после истечения установленного межповерочного интервала существующего прибора учета	0,5S и выше	Не регламентируется
Юридические и приравненные к ним лица с максимальной мощностью менее 670 кВт	110 кВ и выше	Существующее	До момента выхода из эксплуатации, выхода из строя, истечения межповерочного интервала прибора учета	1,0 и выше	Не регламентируется
Юридические и приравненные к ним лица с максимальной мощностью не менее 670 кВт	Не имеет значения	Новое	При замене выбывших из эксплуатации, вышедших из строя приборов учета или после истечения установленного межповерочного интервала существующего прибора учета	0,5S и выше	120 дней и более или включенных в автоматизированную систему учета электроэнергии
Юридические и приравненные к ним лица с максимальной мощностью не менее 670 кВт	Не имеет значения	Существующее	До момента выхода из эксплуатации, выхода из строя, истечения межповерочного интервала прибора учета	1,0 и выше
Юридические и приравненные к ним лица присоединенные к объектам ЕНЭС	Не имеет значения	Не имеет значения		0,5S и выше	120 дней и более или включенных в автоматизированную систему учета электроэнергии

Функциональные возможности современных электронных счетчиков позволяют вести учет электроэнергии дифференцированно по времени суток. Потребители могут обращаться в Энергосбытовые компании с просьбой о заключении договора на электроснабжение с учетом расчета по тарифам, дифференцированным по зонам суток. Cистема двухтарифной оплаты за электроэнергию, то есть раздельной оплаты ночного (с 23.00 до 7.00) и дневного тарифов (с 7.00 до 23.00) действует уже не первый год.

Класс точности трансформаторов тока и напряжение для присоединения расчетных счетчиков электроэнергии должен быть не более 0,5.

Допускается применение трансформаторов тока с завышенным коэффициентом трансформации (по условиям электродинамической и термической стойкости или защиты шин), если при максимальной нагрузке присоединения ток во вторичной обмотке трансформатора тока будет составлять не менее 40 % номинального тока счетчика, а при минимальной рабочей нагрузке - не менее 5 %.

Присоединение токовых обмоток счетчиков к вторичным обмоткам трансформаторов тока следует проводить, отдельно от цепей защиты и совместно с электроизмерительными приборами.

Использование промежуточных трансформаторов тока для включения расчетных счетчиков запрещается.

Нагрузка вторичных обмоток измерительных трансформаторов, к которым присоединяются счетчики, не должна превышать номинальных значений.

Сечение и длина проводов и кабелей в цепях напряжения расчетных счетчиков должны выбираться такими, чтобы потери напряжения в этих цепях составляли не более 0,25 % номинального напряжения при питании от трансформаторов напряжения класса точности 0,5. Для обеспечения этого требования допускается применение отдельных кабелей от трансформаторов напряжения до счетчиков.

Для того чтобы перепрограммировать свой прибор учета электроэнергии, Вам необходимо:

1) Подать заявку на перепрограммирование прибора учета одним из удобных для Вас способов:

2) Обеспечить доступ к прибору учета в согласованное с электросетевой компанией время. Присутствие собственника прибора учета при работе электромонтера обязательно, так как в итоге перепрограммирования прибора учета будет составлен Акт проверки прибора учета в 2 экземплярах.

Перепрограммирование прибора учета займет от 30 минут до часа.

Для того, что бы определить проведено ли перепрограммирование Вашего прибора учета, необходимо сверить реальное и отображаемое время суток на дисплее прибора учета — оно должно совпадать.

С 1 июля 2020 года кардинальным образом изменилась система учета электрической энергии: отныне обязанность по эксплуатации средств измерений, используемых при коммерческом учете электроэнергии, относится на энергоснабжающие организации. Причем новшества касаются как общедомовых, так и индивидуальных приборов учета по электричеству с реальными штрафными санкциями для ресурсника за отказ от модернизации и замены системы учета электроэнергии.

Порядок обслуживания приборов учета электроэнергии до 1 июля 2020 года

Иными словами, ИПУ измеряет потребление коммунальных услуг потребителя, а ОДПУ – потребление коммунальных ресурсов (электрической энергии или мощности) многоквартирного дома.

До 1 июля 2020 года обязанность несения расходов по содержанию ИПУ и ОДПУ возлагалась на собственника данного имущества: ИПУ – на потребителей, а ОДПУ – на исполнителя (управляющую многоквартирным домом организацию). Кроме того, ранее в п. 7 Правил содержания общего имущества в многоквартирном доме, утвержденных Постановлением Правительства РФ от 13.08.2006 № 491 (далее – Правила № 491) ОДПУ электрической энергии включались в состав внутридомовой системы энергоснабжения.

Начиная с 1 июля 2020 года в п. 7 Правил № 491 включено условие о том, что ИСУЭЭ, в том числе ОДПУ (обеспечивающие возможность их присоединения к ИСУЭЭ) – не входят в состав общего имущества. При этом обязанность по приобретению, установке, замене, допуску в эксплуатацию, а также последующей эксплуатации интеллектуальной системы учета электрической энергии (мощности) (далее – ИСУЭЭ), включая ОДПУ, возлагается на гарантирующих поставщиков электрической энергии и включена в их тариф.

ИСУЭЭ: цели, задачи, структура

Если упростить данное определение, то ИСУЭЭ:
- включает одновременно и ИПУ, и ОДПУ (а также радиомодули и программное обеспечение для передачи данных);
- позволяет дистанционно снимать показания ИПУ и ОДПУ;
- позволяет ограничивать подачу коммунального ресурса в многоквартирный дом (отметим, что частично эти возможности уже реализованы на базе автоматизированной системы коммерческого учёта электроэнергии (АСКУЭ), которая установлена, например, во многих домах Москвы и Московской области);
- хранит архив данных, срабатывает при нарушении целостности пломб и клейм.

Как установить ИСУЭЭ в многоквартирном доме и перестать обслуживать ИПУ и ОДПУ

С 1 января 2022 г. эксплуатации подлежат ИПУ и ОДПУ, которые будут соответствовать требованиям к ИСУЭЭ. Таким образом, до этого времени создается некий временной лаг – на переходный период: чтобы энергоснабжающие организации смогли подготовиться, закупить данное оборудование и составили план его сплошной установки в многоквартирных домах.

Прямая обязанность осуществить замену в многоквартирном доме не только ОДПУ, но и ИПУ (которые традиционно относятся на собственника) установлена в п. 80.1 Правил № 354.

Под эксплуатацией прибора учета понимается выполнение действий, обеспечивающих функционирование прибора учета в соответствии с его назначением на всей стадии его жизненного цикла со дня допуска его в эксплуатацию до его выхода из строя, включающих в том числе осмотры прибора учета, техническое обслуживание (при необходимости) и проведение своевременной поверки.

В ситуации, если у ИПУ истек межповерочный интервал, а установка ИСУЭЭ (то есть, и ИПУ и ОДПУ) в многоквартирном доме откладывается, необходимо продолжать использовать данные ИПУ. Используемые поверенные приборы учета, не соответствующие требованиям, которые предъявляются к ИСУЭЭ, могут быть использованы вплоть до истечения срока эксплуатации либо до выхода таких приборов учета из строя или их утраты.

Замена ОДПУ и ИПУ на ИСУЭЭ после 1 июля 2020 года за счет энергоснабжающей организации

При любом способе управления многоквартирным домом для управляющей организации имеется обязанность обеспечить допуск гарантирующего поставщика к местам установки ОДПУ, а для собственника – к местам установки ИПУ. Причем обязанность разместить информацию о замене ИПУ в течение 10 дней со дня получения запроса закон относит на управляющую домом организацию (п. 81.1 Правил № 354).

Собственник ИПУ и ОДПУ:
- обязан обеспечить сохранность и целостность прибора учета электрической энергии, включая пломбы и (или) знаки визуального контроля;
- обязан обеспечить сохранность и целостность иного оборудования, входящего в состав ИСУЭЭ;
- обязан нести ответственность перед гарантирующим поставщиком или сетевой организацией за убытки, причиненные неисполнением (ненадлежащим исполнением) этой обязанности.

Одновременно собственник не вправе по своему усмотрению демонтировать приборы учета электрической энергии (измерительные трансформаторы), ограничивать к ним доступ, вмешиваться в работу каналов удаленного сбора, обработки и передачи показаний приборов учета (измерительных трансформаторов), в любой иной форме препятствовать их использованию для обеспечения и осуществления контроля коммерческого учета электрической энергии (мощности), в том числе проведению проверок целостности и корректности работы таких приборов учета (измерительных трансформаторов).

Установка ИСУЭЭ (включая ИПУ и ОДПУ) должна быть осуществлена гарантирующим поставщиком не позднее 6 месяцев:
- с даты истечения интервала между поверками или срока эксплуатации прибора учета
- с даты получения обращения потребителя или исполнителя (а указанная дата совпала с датой истечения интервала между поверками)
- с даты выявления истечения срока интервала между поверками, срока эксплуатации, неисправности прибора учета электрической энергии в ходе проведения его проверки (п. 80.2 Правил № 354).

Штрафные санкции для гарантирующего поставщика в случае отказа от установки ИСУЭЭ

На первоначальном этапе реализации процедуры установки ИСУЭЭ, скорее всего, мы как управляющие организации столкнемся с саботажем установки ИСУЭЭ ресурсниками, прежде всего, в части индивидуальных приборов учета (поскольку это дополнительные существенные траты, которые на 2021 года не были изначально заложены в тарифе на киловатт, а на 2022 год нужно эти затраты еще качественно обосновать перед тарифным органом).

В такой ситуации законом для гарантирующего поставщика предусмотрены штрафные санкции:
- стоимость коммунальных услуг по электроснабжению, предоставляемых потребителю, в отношении которого нарушены соответствующие обязанности, снижается на величину, равную 20% стоимости коммунальных услуг по электроснабжению за каждый месяц со дня получения претензии от потребителя, в том числе через исполнителя;
- начиная с 4-го месяца со дня получения претензии от потребителя о неисполнении соответствующих обязанностей гарантирующим поставщиком или сетевой организацией величина снижения стоимости коммунальных услуг по электроснабжению составляет 40% стоимости таких услуг вплоть до даты ввода прибора учета электрической энергии в эксплуатацию.

АИИСКУЭ,(АСКУЭ) Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учёта электроэнергии

Решения для крупных потребителей.

Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ, АСКУЭ) -совокупность аппаратных и программных средств, обеспечивающих дистанционный сбор, хранение и обработку данных об энергетических потоках в электросетях.

Это система должна обладать следующему функциями:

Существует множество решений для внедрения системы АИИС КУЭ. Как полные системы систем АИИС КУЭ, так и АИИС КУЭ Лайт. Решения отличаются по цене, производителю оборудованию, программному обеспечению, обеспечению связи между АРМ абонента и оборудованием.

Коммерческий учет электроэнергии

Наша компания осуществляет внедрение коммерческого учета электроэнергии. Мы занимаемся проектами по внедрению АИИС КУЭ в различные отрасли потребления электроэнергии на энергетическом рынке.

Что представляет собой автоматизированная система учета электроэнергии

Система АСКУЭ (автоматическая система контроля учета электроэнергии) представляет собой оборудование, при помощи которого осуществляется дистанционное получение, сохранение и анализ данных о потреблении электроэнергии. Основная цель этой системы заключается в высокоточном замере количества потребляемого электричества на основании определенных тарифов и заданных параметров. Это оборудование очень полезно для технического учета, поскольку оно приводит данные в удобную форму для анализа.

Основные составляющие АСКУЭ

В состав данного механизма автоматизированного учета входит такое оборудование:

контрольные и измерительные приборы;
сети для передачи информации;
компьютерные серверы;
соответствующее программное обеспечение.

Такая структура позволяет эффективно проводить технический учет электроэнергии для любых целей. Процесс работы системы АСКУЭ можно разделить на четыре уровня:

Первый или низший уровень включает измерительное оборудование, которое осуществляет постоянный замер количества потребляемой электрической энергии в точках ее учета. Основная составляющая этого уровня – это узел учета электроэнергии.
Второй уровень содержит приборы для получения данных и их подготовки для дальнейшей передачи. Это специальные измерительные установки и преобразователи с программным обеспечением для энергетического учета. Это оборудование проводит круглосуточный учет данных об энергопотреблении с различных счетчиков. На 3-м уровне АСКУЭ находится компьютер с сервером, на котором проводится сбор и анализ полученных сведений.
Наивысший четвертый уровень предусматривает сбор данных с приборов, находящихся на третьем уровне. Здесь проводится их дополнительная архивация и структуризация. На этом уровне осуществляется формирование документации, использующейся для расчетов на рынке электрической энергии.

Высокоточные замеры параметров поставки и энергопотребления.
Возможность комплексного технологического учета электроэнергии по отдельному предприятию и его подразделениям.
Контроль потребления электроэнергии по отдельным объектам и энергоносителям в определенные интервалы времени.
Информирование о выходе показателей из предельно допустимого диапазона.

Нашей компанией предлагается установка приборов учета электроэнергии на основе новейшего оборудования. Установка осуществляется под ключ, что очень удобно для крупных промышленных объектов. Кроме того, нами проводится замена приборов учета электроэнергии по заказу клиента. Предлагаемые услуги позволяют добиться серьезной экономии электроэнергии, которая в большинстве случаев достигает 20-30%.

ООО "СРР ЭНЕРГО" – энергетическая компания, оказывающая услуги по проектированию, энергоаудиту, проведению электромонтажных работ, оформлению и согласованию документов в органах надзора и т. п. Одна из услуг, которую мы сегодня Вам предлагаем, – это поставка электрооборудования.

технический учет электроэнергии;
оперативный контроль режимов работы электрической сети;
дистанционное управление электроустановками;
СОТИ АССО.

Должны быть определены основные этапы от постановки до полного решения поставленной задачи. Четко обозначаются проблемы и функции, которые необходимо решить в порядке их первостепенной важности.
Должна быть обозначена мотивация к внедрению автоматизированных систем управления: например, удельная стоимость электроэнергии в стоимости выпускаемой продукции, экономическая эффективность производства, расход электроэнергии по подразделению, цеху, смене и т.д.

Построение системы диспетчеризации связано с реализацией следующих прикладных задач:

Пример структурной схемы автоматизации управления электроснабжением предприятия показан на рисунке 1.

Рис. 1. Общая структурная схема

Читайте также: