ЭО немировский / Лекции ЭО FINAL

В стандартах ИСО серии 9000 установлено, что всякая работа выполняется как процесс. В документации процесс может изображаться для наглядности в виде графической схемы.

Деятельность предприятия рассматривается как сеть процессов, т.е. совокупность взаимосвязанных и взаимодействующих процессов, включающих все основные работы

(функции), выполняемые в подразделениях предприятия, которыми необходимо управлять (производство продукции, сбыт, закупки и др.).

Вконтексте СК цикл Деминга - это динамический цикл, который можно развернуть

вкаждом из процессов предприятия и в системе процессов в целом. Он тесно связан с планированием, исполнением, контролем и постоянным улучшением процессов СМК.

Цикл Деминга применяется к процессам следующим образом:

- «Планируй» - устанавливают цели и процессы, необходимые для получения результатов в соответствии с требованиями потребителя и политикой предприятия;

- «Выполняй» - внедряют процессы;

- «Проверяй» - проводят мониторинг процессов и продукции, измеряют их по отношению к политике, целям и требованиям к продукции, сообщают о результатах;

- «Воздействуй» - предпринимают действия по постоянному улучшению функционирования процессов..

Целью процесса технического обслуживания (ТО) является поддержание электрооборудования в работоспособном состоянии в межремонтный период.

Процесс состоит из входа, управляющего воздействия, ресурсов, процедуры процесса и выхода.

Входом процесса ТО являются требования НТД к параметрам электрооборудования.

Процедура - это установленный способ осуществления деятельности или процесса. В

данном случае процедура представляет собой правила работы персонала по выполнению ТО. Общее управление процедурой процесса ТО осуществляет главный энергетик.

Управление процедурой включает планы, графики и указания, разработанные главным энергетиком для управления процедурой.

К ресурсам относятся: время, финансы, персонал, оборудование, оснастка и инструмент, НТД, основные и вспомогательные материалы, программное обеспечение,

необходимые для осуществления ТО.

101

Выходом процесса является работоспособное электрооборудование.

Единичные процессы редко бывают изолированы, выходы из одного процесса часто формируют вход или часть в последующие процессы, т.е. взаимосвязанные процессы,

составляют систему. Понимание этого является системным подходом.

Взаимодействия процессов в организации часто могут быть сложными, дающими в результате сеть взаимосвязанных процессов. Входы и выходы этих процессов часто могут быть связаны как с внешними, так и с внутренними потребителями. Модель сети процессов показывает, что потребители (внутренние и внешние) играют существенную роль в определении требований к входам. Обратная связь с потребителем по удовлетворенности или неудовлетворенности выходом процесса является основным входом процесса постоянного улучшения.

Цикл Деминга может быть применен к каждому индивидуальному процессу в целом.

Некоторые важные процессы СК могут не иметь прямого взаимодействия с внешними потребителями.

2. Автоматизированные системы управления электрохозяйством Предприятия могут оснащаться автоматизированными системами управления

электрохозяйством (АСУЭ), использующимися для решения комплекса задач:

-оперативного управления;

-управления производственно-технической деятельностью;

-подготовки эксплуатационного персонала;

-технико-экономического прогнозирования и планирования;

-управления ремонтом электрооборудования, распределением и сбытом электроэнергии, развитием электрохозяйства, материально-техническим снабжением,

кадрами.

АСУЭ является подсистемой автоматизированной системы управления предприятием и должна иметь необходимые средства связи и телемеханики с диспетчерскими пунктами энергоснабжающей организации.

Задачи АСУЭ на каждом предприятии выбираются, исходя из производственной и экономической целесообразности.

В состав комплекса технических средств АСУЭ должны входить:

102

- средства сбора и передачи информации (датчики информации, каналы связи,

устройства телемеханики, аппаратура передачи данных и т.д.);

-средства обработки и отображения информации (ЭВМ, аналоговые и цифровые приборы, дисплеи, устройства печати и др.);

-вспомогательные системы (электропитания, кондиционирования воздуха,

противопожарные).

Создание и ввод АСУЭ в эксплуатацию можно осуществлять очередями, так как внедрение АСУЭ по всей структурной иерархии предприятия потребует значительных капитальных вложений.

При организации эксплуатации АСУЭ обязанности структурных подразделений по обслуживанию комплекса технических средств, программному обеспечению должны быть определены приказом руководителя предприятия.

Ремонт оборудования высокочастотных каналов телефонной связи и телемеханики по линиям электропередачи напряжением выше 1 кВ (конденсаторы связи, реакторы высокочастотных заградителей, заземляющие ножи, устройства антенной связи,

проходные изоляторы, разрядники элементов настройки и фильтров присоединения и т.д.) должен осуществлять персонал, обслуживающий установки напряжением выше 1

кВ.

Техническое обслуживание должен производить персонал соответствующих подразделений, занимающихся эксплуатацией устройств релейной защиты и автоматики и метрологическим обеспечением.

Подразделения, обслуживающие АСУЭ, должны обеспечивать:

-надежную эксплуатацию технических средств, информационного и программного обеспечения;

-предоставление согласно графику соответствующим подразделениям информации,

обработанной ЭВМ;

-эффективное использование вычислительной техники в соответствии с действующими нормативами;

-совершенствование и развитие системы управления, включая внедрение новых задач, модернизацию программ, находящихся в эксплуатации, освоение передовой технологии сбора и подготовки исходной информации;

103

-ведение классификаторов нормативно-справочной информации;

-организацию информационного взаимодействия со смежными иерархическими уровнями АСУЭ;

-разработку инструктивных и методических материалов, необходимых для функционирования АСУЭ;

-анализ работы АСУЭ, ее экономической эффективности, своевременное представление отчетности.

Руководитель предприятия должен обеспечить проведение анализа функционирования АСУЭ, контроль над эксплуатацией и разработку мероприятий по развитию и совершенствованию АСУЭ и ее своевременному перевооружению.

Частью АСУЭ является автоматизированная система контроля и учета электроэнергии и мощности (АСКУЭ). Ее внедрение обусловлено увеличением стоимости топливно-энергетических ресурсов и, как следствие, необходимостью их экономии. Изменились экономические и технические требования к организации энергоучета, которые связаны с развитием экономических отношений между поставщиками и потребителями электроэнергии, а также прогрессом в области приборного учета и его автоматизации.

Под давлением рынка предприятия начинают осознавать, что в их интересах рассчитываться с поставщиком энергоресурсов не по условным нормам, договорным величинам или показаниям устаревших и неточных приборов, а на основе современного,

высокоточного автоматизированного учета, сводящего к минимуму участие человека на этапах измерения, сбора и обработки данных и обеспечивающего необходимую достоверность, точность и адаптируемость без дополнительных затрат к различным тарифным системам.

Для предприятий становится привлекательным участие в оптовом рынке электрической энергии и мощности (ОРЭ). При этом стоимость электроэнергии,

получаемой с ОРЭ, существенно ниже стоимости электроэнергии, получаемой от гарантирующего поставщика (особенно в энергозависимых субъектах Российской Федерации, таких как Челябинская область). Однако условием участия предприятия в ОРЭ является создание полноценной АСКУЭ, при наличии которой предприятие полностью контролирует процесс своего энергопотребления.

104

В связи с перечисленным большинство основных потребителей и поставщиков энергоресурсов в настоящее время создают на своих объектах АСКУЭ или, как этого требует Некоммерческое партнерство «Администратор торговой системы» (НП «АТС»), -

автоматизированные информационно-измерительные системы контроля и учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ). По мнению НП «АТС», из-за того, что в термине «АСКУЭ» отсутствует слово «измерение», он находится вне существующего на конец 2008 года правового поля нормативных актов и документов, хотя термин

«АСКУЭ» и признается Госстандартом.

В Челябинской области к 2008 г. в ОРЭ участвуют ОАО «Златоустовский металлургический завод», ОАО «Магнитогорский металлургический комбинат» и ОАО

«Челябинский электрометаллургический комбинат».

Основное назначение АИИС КУЭ (АСКУЭ):

- автоматически измерять количество электроэнергии и мощности, потребленной

(выработанной) предприятием;

-организовать коммерческий учет электроэнергии для работы на ОРЭ и расчетов за электроэнергию;

-получать, обрабатывать, документировать, архивировать и долгосрочно хранить технологическую информацию и информацию о потреблении энергоресурсов;

-локализовать очаги с повышенными потерями энергоресурсов;

-оперативно контролировать режим производства и потребления электроэнергии;

-отображать информацию в виде отчетов, графических схем, таблиц.

По назначению АИИС КУЭ (АСКУЭ) предприятий принято подразделять на системы коммерческого и технического учета.

Коммерческим (расчетным) учетом считают учет, данные которого используются для взаимных финансовых расчетов между поставщиками и потребителями энергоресурсов. Соответственно, и АИИС КУЭ, формирующие такие данные, принято считать коммерческими. Для них характерно относительно небольшое количество точек учета (как правило, это место присоединения электросети предприятия и линии электропитания субабонентов), на которых требуется установка приборов повышенной точности. Технические средства и программное обеспечение, на основе которых создаются коммерческие АИИС КУЭ, в обязательном порядке должны выбираться из

105

числа включенных в Государственный реестр средств измерений РФ. Обязательным условием для коммерческой АИИС КУЭ является выполнение функции передачи данных об энергопотреблении предприятия в энергоснабжающую организацию.

Энергоснабжение ОАО «Омнибус» осуществляется через подстанцию Бакал-110/6

кВ Златоустовских электрических сетей филиала «Челябэнерго» ОАО МРСК Урала.

Коммерческий учет электроэнергии осуществляется 4 счетчиками, установленными в 2

точках учета активной и 2 точках реактивной энергии.

Учет, предназначенный для контроля энергопотребления внутри предприятия по его подразделениям и объектам, называют техническим (контрольным). Соответственно, и

АИИС КУЭ, формирующие данные для выполнения этих функций, принято считать техническими. Поскольку технический учет, в отличие от коммерческого, динамичен и постоянно развивается, отражая меняющиеся требования производства, для него характерно значительное количество точек учета по отдельным подразделениям предприятия, на которых в целях экономии средств можно устанавливать приборы пониженной точности. От технических АИИС КУЭ требуется, как правило,

представление информации об электропотреблении в реальном масштабе времени.

Проводя анализ данных технической АИИС КУЭ, становится возможным определять

«слабые места» в энергопотреблении отдельных участков и производств, определять энергетическую составляющую себестоимости продукции на отдельных этапах производства и принимать необходимые меры по ее снижению. Таким образом,

техническая АИИС КУЭ является необходимым инструментом при проведении на предприятии политики рационального энергоиспользования.

Системы АИИС КУЭ коммерческого и технического учета могут быть реализованы как раздельные и как единая (смешанная) система.

Отдельно выделяют АИИС КУЭ субъекта ОРЭ. По определению такая АИИС КУЭ должна быть коммерческой. Однако, требования к этим АИИС КУЭ значительно жестче,

чем требования к обычным коммерческим системам, что приводит к более высокой стоимости этих систем.

Принятая сегодня модель рынка предполагает для его субъектов подачу НП «АТС» ежедневных почасовых заявок «на сутки вперед». При этом отклонение от заявленного почасового потребления может приводить к существенному увеличению цены на

106

электроэнергию, получаемую с рынка. Очевидно, что составление грамотных почасовых заявок будет невозможным без достаточно точного прогнозирования электропотребления отдельных подразделений. Таким образом, для работы предприятия в условиях ОРЭ становится необходимой не только коммерческая АИИС КУЭ предприятия, как субъекта ОРЭ, но и техническая АИИС КУЭ, позволяющая прогнозировать и управлять энергопотреблением предприятия в режиме реального времени. В противном случае все выгоды от участия в ОРЭ могут быть уничтожены при некорректном формировании заявок на электропотребление.

В состав технических средств АИИС КУЭ (АСКУЭ) входят:

-счетчики электроэнергии - первичные измерительные преобразователи (ПИП) с

телеметрическими выходами, осуществляющие непрерывно измерение расхода электроэнергии по точкам учета;

-промышленные контроллеры - устройства сбора и передачи информации данных

(УСПД);

- персональные компьютеры - специализированные вычислительные комплексы

(СВК) с соответствующим программно-информационным обеспечением;

- модемы, кабели и прочие приспособления для организации связи.

Структура сбора данных АИИС КУЭ (АСКУЭ) многоуровневая.

1)Первый уровень - уровень энергообъектов (электростанций, подстанций).

2)Второй уровень - уровень подразделений, предприятий.

3)Третий, четвертый (и далее) уровни - уровни управления. АИИС КУЭ (АСКУЭ)

включает в себя следующие виды сбора и контроля информации:

-сбор, перевод в именованные величины и привязка к астрономическому времени информации о расходе электроэнергии и мощности (активной и реактивной) в

контролируемых точках (каналах) учета по числоимпульсным интерфейсам от электросчетчиков;

-группировка (в заданных сочетаниях) собираемой информации о расходе электроэнергии и мощности по каналам учета в группы учета;

-вычисление балансов (небалансов) электроэнергии на объекте по уровням напряжения и по объекту в целом в заданные периоды времени и сравнение их с допустимыми значениями;

107

-накопление, обработка, хранение и отображение информации по электроэнергии и мощности, хранение и отображение параметров настройки и служебной информации, а

также ввод и корректировка системного времени;

-передача вышеуказанной накопленной и хранимой информации по цифровому интерфейсу в расположенные на контролируемом объекте локальные рабочие станции;

-передача вышеуказанной накопленной, обработанной и хранимой информации по различным видам каналов связи в удаленный Центр (или Центры) обработки информации;

-сбор и проверка достоверности данных по электроэнергии, мощности и служебной информации со всех контролируемых объектов, устройствами (контроллерами) сбора и передачи данных;

-обработка, формирование базы данных, хранение, отображение и документирование информации для коммерческого и технического учета электроэнергии по региону, обслуживаемому Центром обработки информации;

-формирование информации для оперативного контроля за электрической мощностью контролируемых объектов, имеющих выделенные каналы связи с Центром обработки информации;

-формирование данных по электроэнергии и мощности для коммерческих расчетов с потребителями, а также данных для коммерческих расчетов на ОРЭ и мощности в условиях применения дифференцированных и многоставочных тарифов.

Структура технических средств АИИС КУЭ (АСКУЭ) также многоуровневая.

1)Уровень датчиков: первичные датчики (счетчики) осуществляющие непосредственное измерение контролируемых величин. В качестве первичных датчиков могут быть применены как уже существующие датчики учета энергоресурсов, так и вновь устанавливаемые. При выборе уже существующих датчиков в качестве первичных можно получить некоторую экономию средств на оборудование и монтаж, однако часто существующие датчики не отвечают современным требованиям по точности и надежности.

2)Уровень сбора данных: контроллеры, обеспечивающие сбор данных с первичных датчиков и передачу информации на верхний уровень. В общем случае системы энергоснабжения являются территориально разобщенными. Для сбора информации со

108

всех точек учета в заданное время, передачи ее на центр сбора информации служат контроллеры сбора данных.

3) Уровень передачи данных: оборудование связи с резервированным каналом связи,

обеспечивающее передачу данных с объектов в центральный пункт сбора информации.

4)Уровень программного обеспечения сбора данных: обеспечивает сбор и хранение информации об электропотреблении.

5)Уровень хранения информации: обеспечивает хранение и резервирование информации, предоставляет ее для пользователей.

6)Уровень прикладного программного обеспечения: обеспечивает интерфейс для конечных пользователей, осуществляет необходимые расчеты и формирует выходные формы.

109