Главная       Продать работу       Блог       Контакты       Оплата       О нас       Как мы работаем       Регистрация       Вход в кабинет
Тех. дипломные работы
   автомобили
   спец. техника
   станки
   тех. маш.
   строительство
   электроснабжение
   пищевая промышленность
   водоснабжение
   газоснабжение
   автоматизация
   теплоснабжение
   холодильники
   машиностроение
   др. тех. специальности

Тех. курсовые работы
   автомобили
   спец. техника
   станки
   тех. маш.
   строительство
   детали машин
   электроснабжение
   газоснабжение
   водоснабжение
   пищевая промышленность
   автоматизация
   теплоснабжение
   ТММ
   ВСТИ
   гидравлика и пневматика
   машиностроение
   др. тех. специальности

Тех. дополнения
   Отчеты
   Расчетно-графические работы
   Лекции
   Задачи
   Лабораторные работы
   Литература
   Контрольные работы
   Чертежи и 3D моделирование
   Тех. soft
   Рефераты
   Общий раздел
   Технологический раздел
   Конструкторский раздел
   Эксплуатационный раздел
   БЖД раздел
   Экономический раздел
   Экологический раздел
   Автоматизация раздел
   Расчетные работы

Гум. дипломные работы
   педагогика и психология
   астрономия и космонавтика
   банковское, биржевое дело
   БЖД и экология
   биология и естествознание
   бухгалтерский счет и аудит
   военное дело
   география
   геология
   государство и право
   журналистика и СМИ
   иностранные языки
   история
   коммуникации
   краеведение
   кулинария
   культура и искусство
   литература
   экономика и торговля
   математика
   медицина
   международное отношение
   менеджмент
   политология
   музыка
   религия
   социология
   спорт и туризм
   таможенная система
   физика
   химия
   философия
   финансы
   этика и эстетика
   правознавство

Гум. курсовые работы
   педагогика и психология
   астрономия и космонавтика
   банковское, биржевое дело
   БЖД и экология
   биология и естествознание
   бухгалтерский счет и аудит
   военное дело
   география
   геология
   государство и право
   журналистика и СМИ
   иностранные языки
   история
   коммуникации
   краеведение
   кулинария
   культура и искусство
   литература
   экономика и торговля
   математика
   медицина
   международное отношение
   менеджмент
   политология
   музыка
   религия
   социология
   спорт и туризм
   таможенная система
   физика
   химия
   философия
   финансы
   этика и эстетика
   правознавство

Гум. дополнения
   Отчеты
   Расчетные работы
   Лекции
   Задачи
   Лабораторные работы
   Литература
   Контрольные работы
   Сочинения
   Гум. soft
   Рефераты

Рефераты
   Авиация и космонавтика
   Административное право
   Арбитражный процесс
   Архитектура
   Астрология
   Астрономия
   Банковское дело
   Безопасность жизнедеятельнос
   Биографии
   Биология
   Биология и химия
   Биржевое дело
   Ботаника и сельское хоз-во
   Бухгалтерский учет и аудит
   Валютные отношения
   Ветеринария
   Военная кафедра
   ГДЗ
   География
   Геодезия
   Геология
   Геополитика
   Государство и право
   Гражданское право и процесс
   Делопроизводство
   Деньги и кредит
   ЕГЭ
   Естествознание
   Журналистика
   ЗНО
   Зоология
   Издательское дело и полиграф
   Инвестиции
   Иностранный язык
   Информатика
   Информатика, программировани
   Исторические личности
   История
   История техники
   Кибернетика
   Коммуникации и связь
   Компьютерные науки
   Косметология
   Краеведение и этнография
   Краткое содержание произведе
   Криминалистика
   Криминология
   Криптология
   Кулинария
   Культура и искусство
   Культурология
   Литература : зарубежная
   Литература и русский язык
   Логика
   Логистика
   Маркетинг
   Математика
   Медицина, здоровье
   Медицинские науки
   Международное публичное прав
   Международное частное право
   Международные отношения
   Менеджмент
   Металлургия
   Москвоведение
   Музыка
   Муниципальное право
   Налоги, налогообложение
   Наука и техника
   Начертательная геометрия
   Оккультизм и уфология
   Остальные рефераты
   Педагогика
   Политология
   Право
   Право, юриспруденция
   Предпринимательство
   Прикладные науки
   Промышленность, производство
   Психология
   психология, педагогика
   Радиоэлектроника
   Реклама
   Религия и мифология
   Риторика
   Сексология
   Социология
   Статистика
   Страхование
   Строительные науки
   Строительство
   Схемотехника
   Таможенная система
   Теория государства и права
   Теория организации
   Теплотехника
   Технология
   Товароведение
   Транспорт
   Трудовое право
   Туризм
   Уголовное право и процесс
   Управление
   Управленческие науки
   Физика
   Физкультура и спорт
   Философия
   Финансовые науки
   Финансы
   Фотография
   Химия
   Хозяйственное право
   Цифровые устройства
   Экологическое право
   Экология
   Экономика
   Экономико-математическое мод
   Экономическая география
   Экономическая теория
   Этика
   Юриспруденция
   Языковедение
   Языкознание, филология

Главная > Гум. дипломные работы > бухгалтерский счет и аудит
Название:
Концепція побудови автоматизованої системи комерційного обліку електроенергії та ефект від її впровадження в ВАТ “Тернопільобленерго”

Тип: Дипломные работы
Категория: Гум. дипломные работы
Подкатегория: бухгалтерский счет и аудит

Цена:
1 грн



Подробное описание:

РЕФЕРАТ
Обсяг даного дипломного проекту становить сторінок. В роботі міститься рисунків, таблиць, листів фрмату А1. Кількість використаних першоджерел. Об’єктом дослідження роботи є концепція побудови автоматизованої системи комерційного обліку електроенергії та ефект від її впровадження в ВАТ “Тернопільобленерго”.
Проведені розрахунки показують, що внаслідок застосування даної розробки при невеликому терміні окупності можна досягти значного зменшення втрат при обліку електроенергії.
Перелік ключових слів: АСКОЕ, ЕКОНОМІЧНА ЕФЕКТИВНІСТЬ, ОБЛІК ЕЛЕКТРОЕНЕРГІЇ, ВТРАТИ, АВТОМАТИЗОВАНА СИСТЕМА КОМЕРІЙНОГО ОБЛІКУ ЕЛЕКТРОЕНЕРГІЇ, БАГАТОТАРИФНІ ЕЛЕКТРОННІ ЛІЧИЛЬНИКИ.

ЗМІСТ
Вступ
1. Загальна інформація по побудові АСКОЕ
1.1. Точність вимірювань і засоби вимірювань, що використовуються на різних рівнях системи обліку
1.2. Загальні принципи організації вимірювань
1.3. Основні принципи організації системи контролю та управління
1.4. Основні принципи організації збору і обробки інформації
1.5. Підвищення точності вимірювань
1.6. Підвищення ефективності збору і обробки інформації
1.7. Основні вимоги до локального устаткування обліку (ЛУО)
1.8. Основні вимоги до регіонального і центрального устаткування збору даних (РУЗД, ЦУЗД)
1.9. Основні етапи реалізації заходів
1.10. Деякі положення для реалізації етапів
2. Аналіз діяльності ВАТ “Тернопільобленерго”
2.1. Організаційна структура підприємства
2.2. Основні види товарів або послуг, що їх виробляє чи надає товариство
2.3. Особливості стану розвитку галузі виробництва, в якій підприємство здійснює діяльність
2.4. Стан енергозбереження на ВАТ “Тернопільобленерго”
2.5. Характеристика споживання електроенергії
2.6. Впровадження енергозберігаючих заходів
2.7. Розробка АСКОЕ на ВАТ “Тернопільобленерго”
2.8. Побудова АСКОЕ (АСДК РЕМ)

 

2.9. Порівняння характеристик лічильників електричної енергії зонного обліку, що пропонуються до впровадження при побудові АСКОЕ
3. Розрахунок ефективності діяльності підприємства
3.1. Ефективність як економічна категорія
3.2. Класифікація видів і форм прояву ефективності
3.3. Техніко-економічна доцільність впровадження АСКОЕ (АСДК РЕМ)
3.3.1. Результати, яких буде досягнуто в результаті впровадження проекту
3.3.2. Економічний ефект
4. Розробка заходів з охорони праці
4.1. Заходи захисту в електроустановках високих і надвисоких частот
4.2. Організація служби охорони праці в ВАТ «Тернопільобленерго»
4.3. Безпека при гасінні електроустановок
5. Розробка заходів з екології та охорони навколишнього середовища
5.1. Виникнення електромагнітного поля в просторі поблизу повітряних ліній електропередач
5.2. Вплив електричного і магнітної складової електромагнітного поля на людину
5.3. Фактори впливу електричного поля 50 Гц на людину
5.4. Електричне поле як причина можливих запалень і вибухів пальних газів і пар пальних рідин
5.5. Гранично припустимі рівні напруженості електричного поля усередині житлових будинків і на відкритих територіях
5.6. Основні міри захисту від впливів електричного поля на населення
6. Розробка заходів з безпеки життєдіяльності та ЦО
6.1. Загальні положення безпеки життєдіяльності
6.2. Небезпека ураження електричним струмом
6.3. Види уражень електричним струмом
6.4. Індивідуальні особливості людей
6.5. Тривалість дії струму на організм людини
6.6. Шлях струму в тілі людини
6.7. Рід і частота струму
6.8. Опір тіла людини
6.9. Допустимі значення струму через людину
ВИСНОВОК
ПЕРЕЛІК ПОСИЛАНЬ

ВСТУП
Створення Оптового ринку електричної енергії, що складається з незалежних акціонерних компаній (державні електричні компанії та державні акціонерні електричні компанії), незалежного регулюючого органу (Національна комісія з питань регулювання електроенергетики України (НКРЕ), і, власне, Енергоринку - державного підприємства, що здійснює керівництво Оптовим ринком електричної енергії, загострює увагу на почасовому обліку електричної енергії, необхідному для діяльності Оптового ринку електричної енергії (почасові оптові тарифи реального часу).
Оскільки вартість електричної енергії залежить від затрат на її виробництво і передачу, моменту попиту (пори року, днів тижня і години доби), величини заявленої потужності та часу споживання потужності, то собівартість її є різною для кожної години року. Тому перехід до тарифів реального часу дозволяє вийти на дійсну ціну електричної енергії та оптимізувати виробництво, постачання і споживання електричної енергії. Це можливо лише при удосконаленні існуючої системи обліку.
Ефективність застосування тарифів реального часу значною мірою залежить від дотримання певних умов, найважливіші серед яких наступні:
• в енергоринку функціонує автоматизована система управління реального часу (в мінімальному варіанті повинна діяти розподільча в просторі енергоринку автоматизована система комерційного обліку і контролю виробництва, постачання і споживання електричної енергії, що функціонує в реальному масштабі часу);
• автоматизовані взаєморозрахунки між учасниками енергоринку.
Оскільки Енергоринок відповідає за дотримання Правил комерційного обліку (КО), то має бути визначена сукупність вимог до організації КО, до формування і використання інформації, що регламентують права та обов'язки учасників КО. Енергоринок також бере участь у реалізації порядку і стандартів комерційного обліку, улагодженні спірних питань з приводу помилок, що виникають в системі комерційного обліку, забезпеченні, встановленні, перевірці та технічному обслуговуванні устаткування.

У зв'язку з цим робота енергетичної галузі в умовах функціонування енергоринку висуває підвищені вимоги до системи обліку, а саме, до рівня її автоматизації, точності, надійності та цілісності.
Точність і достовірність системи обліку, в першу чергу, визначається засобами інформаційно-вимірювальної техніки, що застосовуються, а також принципами їх використання.
Основними показниками, що характеризують ефективність використання інформаційно-вимірювальної техніки в системі обліку, є:
Точність Представлення вимірювальної інформації;
Достовірність Представлення вимірювальної інформації. В доповнення до класичного підходу і відповідно до об'єкта, що розглядається, процес отримання достовірної інформації повинен бути автоматизований і може бути простою реєстрацією даних з лічильників електроенергії протягом всього часу обліку до повністю автоматизованого процесу реєстрації цих даних з їх повним дублюванням і обов'язковою верифікацією;
Одночасність Представлення вимірювальної інформації. Під одночасністю представлення вимірювальної інформації мається на увазі синхронність виконання вимірювань в точках обліку, порушення якої призводить до виникнення похибки розсинхронізації, яка впливає на результати вимірювання.
Зазначені показники визначаються в системі обліку принципами організації вимірювань, якістю систем обліку і зв'язку.
Однією із цілей вдосконалення системи обліку електроенергії слід вважати створення умов для отримання за результатами вимірювань якомога більш достовірного балансу виробництва, передачі, розподілу і споживання електричної потужності або енергії в межах держави, а також показників якості електричної енергії, що споживається споживачами в розрахункових точках обліку.
При цьому технічне середовище, що реалізує вище вказані функції, повинне забезпечити можливість виконання цілісною системою функції управління режимами електроспоживання, включаючи режимні заходи на споживачів електроенергії при порушенні договірних зобов'язань. А також фіксацію фактів режимних заходів на споживачів (покупців) електроенергії, що можуть привести до матеріальних збитків споживачів (покупців).
У цей час статті зазначеного балансу, що складається на основі даних обліку електроенергії, суттєво викривлені через різні похибки вимірювання приладів обліку, що встановлені на різних рівнях ринку електричної енергії України, а також в результаті несинхронності зчитування інформації з лічильників. Ці обставини, в свою чергу, викликають необхідність відносити всі небаланси, що виникають, до втрат електричної потужності або енергії, що не дозволяє об'єктивно оцінювати рівень технічно неминучих втрат в мережах і перетворювачах.

1 ЗАГАЛЬНА ІНФОРМАЦІЯ ПО ПОБУДОВІ АСКОЕ
1.1 Точність вимірювань і засоби вимірювань, що використовуються на різних рівнях системи обліку
З результатів дослідження систем обліку електроенергії в Україні випливає, що значна кількість точок обліку оснащена різними за типом і класами точності засобами вимірювань, більш 50% яких застаріли морально і фізично.
Парк лічильників електричної енергії вимагає заміни, оскільки, біля половини електролічильників експлуатується більше 20 років. Більшість з них – індукційні однотарифні електролічильники старої конструкції класу 2,5. Всі вони підлягають заміні на електролічильники класу 2,0 і вище. Починаючи з 1997 року випуск лічильників класу 2,5 припинено, а ті що залишились підлягають поступовому вилученню і заміні на більш точні.
У багатьох точках обліку порушені умови експлуатації вимірювальних схем. Перевищуються втрати напруги у вимірювальних схемах, не виконуються вимоги до вторинних навантажень трансформаторів струму і трансформаторів напруги, що суттєво впливає на точність вимірювань. Порушуються умови експлуатації електролічильників, відсутній їх підігрів в зимовий період часу. Більшість електролічильників працюють з простроченим терміном державної повірки, який на даний момент складає 4 роки для трьохфазних лічильників і 8 років для однофазних лічильників.
В 40% точок обліку, де вимагається дублювання основних вимірювальних функції, такі лічильники відсутні.
На даний момент всі вимірювальні схеми містять трансформатори струму і напруги, різні за типом, але мають однаковий і в більшості випадків

 

недостатній для рівнів 1…4 (Табл. 1.1) клас точності 0.5.
Велика кількість вимірювальних схем працює в умовах значного зниження (менше 20% від номінального значення) вимірюваної потужності, що призводить до різкого зростання похибки вимірювань. На рівнях 5…8 у багатьох точках обліку спостерігається зниження потужності нижче 5% від номінальної, що є недоступним з точки зору забезпечення прийнятої точності вимірювань. Це викликано спадом виробництва і зменшенням навантаження.
Таблиця 1.1 Процентний розподіл електролічильників активної енергії в залежності від класу точності по різних рівнях системи обліку для генерації, міждержавних і міжсистемних перетоків
Номер рівня системи обліку*) Потужність об`єктів контролю, МВА Всього лічильників, % Розподіл лічильників активної енергії, в залежності від класу точності, % від загальної кількості лічильників
кл. 2,0 кл. 1,0 кл. 0,5 кл. 0,2
1 S  1000 100 - 12 54 30
2 300  S < 1000
3 100  S <300
4 50  S < 100 100 3 29 33 24
5 10  S < 50
6 3  S < 10 100 14 71 8 -
7 0,75  S < 3 100 35 60 - -
8 S < 0,75 100 54 46 - -
В цілому по розглянутій множині 100 13 34 28 18
*) Рівні 1, 2, 3, 4, 5 відносяться до оптового енергоринку. Рівні 5, 6, 7, 8 відносять до роздрібного енергоринку
Згідно інструкції енергоринку на лініях 110 кВ і вище при розрахунках за спожиту електроенергію повинні встановлюватись дублюючі електролічильники.
На даний момент в Україні виробництво лічильників, трансформаторів струму і напруги, які б відповідали вимогам енергоринку знаходиться на стадії становлення. На цей час на міждержавних та міжобласних перетоках електроенергії переважають прилади обліку іноземного виробництва, а саме провідних виробників приладів обліку електроенергії, фірм ABB, Schlumberger, Landis&GYR, ADD GROUP, а також російського концерну „Энергомера”.
Основною перевагою лічильників даних фірм являється:
• облік електроенергії по 4-х тарифних зонах з класом точності 0,2 і 0,5;
• вимірювання активних, реактивних енергій і потужності в двох напрямках;
• запис і зберігання даних графіка навантаження в пам`яті лічильника;
• передача результатів вимірювань по цифрових і імпульсних каналах зв`язку.
Фірма ABB випускає багатофункціональні мікропроцесорні лічильники електроенергії типу „АЛЬФА”, що мають сертифікат на клас точності 0,2S і занесені до державного реєстру України. На даний момент фірма почала випуск нового покоління електролічильників типу „ЕвроАЛЬФА”. Лічильники даного типу мають клас точності 0,2S і 0,5S.
Фірма Schlumberger прийшла на ринок України в 1997 році з серією лічильників електричної енергії Quantum D300 класу точності 0,5 – 1, який почав застосовуватись на міжобласних і міжрайонних перетоках електроенергії. Лічильники фірми Schlumberger поступались класом точності лічильникам „АЛЬФА” і не могли застосовуватись при передачі великих масивів електроенергії на вищих рівнях. Щоб не втратити ринки збуту електролічильників в Україні фірма Schlumberger на початку 1999 року випускає електронний багатофункціональний багатотарифний лічильник електричної енергії ”Indigo+” класу точності 0,5S.
Одною із перших на ринок України з приладами обліку електроенергії прийшла швейцарська фірма Landis&Gyr. Лічильники даної фірми одним із перших були використані для обліку електроенергії на міждержавних рівнях і в енергосистемі України. Основними типами лічильників впровадженими на енергетичному ринку України фірмою Landis&Gyr є лічильники типу ZFB/ZMB405 і ZFB/ZMB410 класу точності 0,5. На нижчих рівнях розрахунків за електроенергію використовувались електролічильники ZFB/ZMB310S класу точності 1,0, а також лічильники ZFB/ZMB120 класу точності 2,0. В основному це розрахунки між підприємствами і енергопостачальними компаніями. По своїх функціональних можливостях лічильники фірми Landis&Gyr майже ідентичні лічильникам електроенергії фірм ABB та Schlumberger.
Електролічильники вітчизняного виробництва своїми функціональними можливостями поступаються приладам обліку іноземного виробництва і використовуються для розрахунків на більш нижчих рівнях.
Основними вітчизняними виробниками нових приладів обліку електроенергії являється:
1. Акціонерна компанія (АК) „Росток”
 серійно випускає всі види індукційних одно- та трифазних лічильників електроенергії;
 закінчує підготовку виробництва багато тарифних лічильників;
 закінчує розробку засобів обліку з попередньою оплатою.
2. Українсько-російське підприємство Завод вимірювальних приладів „Днеста” м. Дніпропетровськ
 випускає робочі електронні лічильники та метрологічне обладнання для пробірки лічильників по документації ВО „Квант” м. Невинномиськ, Росія.
3. ТОВ „ЗГОДА” Донецька обл.
 випускає індукційні однофазні лічильники електроенергії СО-449М1-У, СО-449М2-У виготовлені в основному із комплектуючих деталей Вільнюського заводу електролічильників. Лічильники мають стопер зворотнього ходу або пристрій реверсу.
4. ВКФ „ТЕЛЕКАРТ”, м. Одеса
 розробила одно- та трифазні багатофункціональні електронні лічильники прямого включення „Енергія-9”, включаючи лічильники з попередньою оплатою.

1.2 Загальні принципи організації вимірювань
Система комерційного обліку - це система реального часу, яка одержує інформацію від лічильників електричної енергії, та здійснює її автоматичну обробку з метою оперативного інформування суб'єктів енергоринку про інтегральні витрати електроенергії та потужності (рисунок 1.1).
Точність вимірювальної інформації системи обліку визначається похибками вимірювань в точках обліку різних рівнів, а також синхронізацією проведення вимірювань.
Допустимі похибки вимірювань на різних рівнях системи обліку, в залежності від вимірюваної потужності, повинні бути узгоджені між собою відповідно до формули:
(1.1)
де i, j, Pi, Pj – відносні похибки вимірювань і вимірювані потужності на і–тому і j–тому рівнях системи обліку, відповідно.
Підвищення точності вимірювань системи обліку може бути досягнуто тільки пропорційним, згідно з формулою (1.1), підвищенням точності вимірювань на всіх її рівнях.
Підвищення точності вимірювань у порівнянні із значенням, що визначається за формулою (1.1), в окремих точках обліку є метрологічно нераціональним.
Застосування заходів щодо підвищення точності вимірювань в системі обліку повинно здійснюватись за спеціальною програмою, що враховує існуючу точність вимірювань на рівнях системи обліку, залежність між точністю вимірювань різних рівнів, яка визначається за формулою (1.1), та інші фактори, в тому числі економічні.

Рисунок 1.1 - Багаторівнева система обліку електроенергії
При формуванні вимірювальних систем, які складаються з трансформатора струму, трансформатора напруги, лічильника, необхідно враховувати, що з позиції технічних і економічних показників найбільш раціональним є стан, коли класи точності засобів вимірювань, які застосовуються, дорівнюють один одному або близькі за значенням, оскільки значне підвищення точності одного з них в більшості випадків не призводить до суттєвого підвищення точності всієї схеми.
Так, наприклад, збільшення точності лічильників у 2,5 рази, порівняно з ситуацією, коли класи точності трансформатора струму, трансформатора напруги і лічильника дорівнюють один одному, призводить до зниження результуючої похибки вимірювальної схеми лише в 1,2 рази.
При визначенні результуючої похибки вимірювальної схеми, яка складається з трансформатора струму, трансформатора напруги, лічильника, замість формули:
, (1.2)
де р результуюча похибка вимірювального вузла;
тн відносна похибка трансформатора напруги;
тс відносна похибка трансформатора струму;
с відносна похибка лічильника,
необхідно користуватися уточненою формулою
(1.3)
де
л відносні втрати напруги у вторинних колах трансформатора напруги;
 відносне значення складової сумарної похибки, викликаної кутовими похибками трансформатора струму і трансформатора напруги;
cj відносні значення додаткових похибок лічильника, які враховують робочі умови застосування.
Як випливає з розрахунків, проведених з використанням даних, які враховують робочі умови застосування вимірювальної схеми, значення p1, визначене за формулою (1.3), може перевищувати значення р, визначене за формулою (1.2), у два рази.
Зняття показань в точках обліку має здійснюватися у відповідності з часовими позначками, і допустима похибка розсинхронізації не повинна перевищувати значення, що визначається за формулою
(1.4)
де
і відносна похибка вимірювань на і – тому рівні системи обліку;
t тривалість інтервалу часу виміру, с.
Існуюча телеметрична система обліку може застосовуватися тільки на час перехідного періоду.
Точність телеметричних даних не відповідає точності, необхідній для вимірювальної інформації системи обліку, оскільки середня похибка телеметричних даних складає 15%.
Відповідно до ДСТУ 2708-94 облік електричної енергії є сферою державного метрологічного нагляду, у зв`язку з чим всі засоби вимірювань, які застосовуються в системі обліку, підлягають державній повірці або метрологічній атестації.
Масове застосування постачальниками і споживачами електроенергії сучасних приладів і систем обліку має економічно стимулюватися через систему багатоставочних і диференційованих тарифів на електричну енергію.
1.3 Основні принципи організації системи контролю та управління
Досвід зарубіжних енергетичних систем, особливо тих, хто працює в умовах ринку, доводить необхідність введення процедур перевірки точності і достовірності інформації на всіх рівнях і в усіх точках системи обліку, де здійснюються облік і обробка даних.
Це важливо не тільки з технічної точки зору, але також з точки зору економічних і правових взаємовідносин виробника, постачальника і споживача.
На рівнях системи обліку 1...5 (таблиця 1.1) повинно бути забезпечено дублювання лічильника електричної енергії, як елемента, що виконує основну і найбільш складну вимірювальну операцію.
На рівні ЛУО поряд із збором і обробкою даних повинна бути передбачена верифікація вимірювальної інформації по кожному об'єкту обліку (ОО), що контролюється ЛУО.
Верифікація на рівні ОО має полягати не тільки в перевірці функціонування основного і дублюючого лічильника, але і в перевірці точності їх показань.
Верифікація вимірювальної інформації має бути передбачена на всіх рівнях устаткування збору та обробки даних і має забезпечувати перевірку достовірності даних, що оброблюються і передаються.
Інформація, що передається, починаючи з рівня ПО, повинна мати позначку якості.
При передачі інформації на ділянках від ЛУО до регіонального устаткування збору і обробки даних і вище між усіма рівнями устаткування збору і обробки даних рекомендується здійснювати дублювання каналів зв'язку.
Первинні дані в необробленому вигляді підлягають архівації і зберіганню без будь-якого коректу. Технічне середовище автоматизованих систем комерційного обліку електроенергії (АСКОЕ) повинне забезпечити можливість управління МН.
1.4 Основні принципи організації збору і обробки інформації
Основним є вимога загального інформаційного простору для всіх суб'єктів енергоринку. На практиці це положення реалізується у вигляді єдиної інтегрованої мережі збору, накопичення і обробки інформації про виробіток і споживання енергії. Всі суб'єкти енергоринку мають авторизований доступ до вихідної інформації.
Застосування глобальної мережі передачі даних, що забезпечує зв'язок між обробкою даних на верхніх рівнях. Мережа повинна бути багатофункціональною (тобто, бути основою для системи обліку, системи планування і диспетчерської системи). Використовуючи стандартні методи побудови глобальної мережі, разом з тим необхідно приділяти увагу дублюванню каналів зв'язку і пріоритетності потоків інформації.
Як апаратний базис інтеграції пристроїв обробки даних на рівнях регіонального устаткування збору даних (РУЗД) і центрального устаткування збору даних (ЦУЗД) рекомендується використовувати високонадійні вимірювальні засоби, які відповідають сучасним промисловим стандартам, що дозволяє поєднувати їх високі експлуатаційні характеристики з доступністю програмного забезпечення для базового операційного середовища.
Устаткування ЛУО повинно бути орієнтовано на різні типи засобів обліку, що, з одного боку, відображає ситуацію в енергетиці України, а з іншого - забезпечує відкритість системи.
Орієнтація на підтримку відкритих уніфікованих протоколів зв'язку з робочими станціями, серверами. Завдяки цьому можлива інтеграція з різними операційними платформами і пристроями, які використовуються на верхніх рівнях систем, що розглядаються.
Надання розробниками програмного забезпечення інтерфейсу програмування прикладного рівня у вигляді декларативних і алгоритмічних описів.
Передача в диспетчерську підсистему оперативної статистичної інформації з комерційного обліку, приймання від диспетчерської підсистеми інформації з метою верифікації основних показань.
Передача в підсистему планування/прогнозування необхідної комерційної і статистичної інформації.
Для передачі даних можливе сумісне використання каналів зв'язку автоматизованими системами обліку та іншими системами з метою резервування та зменшення витрат на устаткування.
1.5 Підвищення точності вимірювань
В рамках реорганізації існуючої системи обліку рекомендується нормувати вимоги до допустимих похибок вимірювань в точках обліку.

Таблиця 1.2 Похибки вимірювань, встановлені з урахуванням існуючих технічних можливостей і рекомендовані для рівнів системи обліку як допустимі
Номер рівня системи обліку Потужності об'єктів контролю, МВА Допустима похибка вимірювань, %
1 S  1000 0.3 (0.7**)
2 300  S < 1000 0.4 (0.7**)
3 100  S < 300 0.7
4 50  S < 100 1.2
5 10  S < 50 1.8
6 3  S < 10 2.5
7 0.75  S < 3 4.6
8 S < 0.75 7.3; 3.2***

* Для оптового ринку за базовий прийнято рівень 3, для роздрібного - рівень 7.
** Вказані значення допустимих похибок вимірювань приймаються на перехідний період формування системи обліку енергоринку.
*** Для прямого ввімкнення лічильників (без ТС і ТН).
Для забезпечення зазначеної точності вимірювань необхідно вжити таких заходів:
• розробити і затвердити нормативні документи, що встановлюють вказані вимоги до точності вимірювань на рівнях системи обліку. Здійснити ревізію вимірювальних схем, які використовуються в існуючих точках обліку, для виявлення і усунення:
• невідповідності установленим нормам допустимих вторинних навантажень ТС і ТН втрат напруги у вторинних колах ТН, що перевищують допустимі;
• порушення умов експлуатації ЛЧ;
• порушення вимог повірки;
• розширити діапазони вимірів вимірювальних схем до (15) % номінальних струмів за рахунок:
• впровадження нових засобів вимірювальної техніки - ЛЧ і ТС, класу точності з індексом S атестації звичайних ТС класу точності з індексом S;
• на рівнях 1...3 необхідне значення результуючої похибки вимірювальної схеми (ТС, ТН, ЛЧ) допускається забезпечувати шляхом атестації ТС, ТН, ЛЧ за індивідуальними метрологічними характеристиками;
• на рівнях оптового енергоринку (рівні 1...5) для автоматизації процесів зчитування і обробки вимірювальної інформації здійснити установку ЛУО для охоплення всіх об'єктів обліку;
• передбачити послідовне впровадження нових засобів вимірювань з поліпшеними метрологічними характеристиками.
Структура вимірювального комплексу у складі ТС, ТН, ЛЧ і ПО (рисунок 1) рекомендується як типова для застосування в точках обліку, які відносяться до оптового і роздрібного енергоринку (ОО).
ПО отримує інформацію від ЛЧ по спеціальних лініях зв'язку у числоімпульсному коді і/або по послідовних інтерфейсних каналах зв'язку.
Похибка ПО має бути меншою за результуючу похибку вимірювальної схеми (ТС, ТН, ЛЧ) не менше ніж у три рази.
ПО повинно мати енергонезалежну пам'ять і годинник реального часу, а також здійснювати формування, обробку і накопичення вимірювальної інформації за різні інтервали часу.
Корекція похибок основного і дублюючого ЛЧ, ТС і ТН по атестованих алгоритмах може застосовуватися як додаткова функція ПО.
ПО як пристрій, що виконує вимірювальні функції, повинен бути визнаний Держстандартом України як засіб вимірювальної техніки.
Компоненти вимірювального комплексу (ПО і ЛЧ) мають підлягати державній метрологічній атестації.
ЛУО має забезпечувати передачу вимірювальної інформації на більш високі рівні системи збору і обробки даних, а також синхронізацію годинника реального часу ПО із системними сигналами реального часу.
1.6 Підвищення ефективності збору і обробки інформації
Основні параметри устаткування збору і обробки даних переважним чином визначаються ЛУО і його вимірювальними компонентами ПО та ЛЧ. Тому формування локального рівня за допомогою сучасних технічних засобів, що мають високі метрологічні і експлуатаційні характеристики, має вирішальне значення для підвищення ефективності системи збору і обробки інформації.
Комплектація ЛУО устаткуванням збору і обробки даних повинна здійснюватися за рахунок:
• заміни застарілих систем збору і обробки інформації або їх модернізації відповідно до вимог розділу 2 даного документа;
• впровадження нових технічних засобів з метою охоплення максимальної кількості точок обліку.
Обов'язковим є виконання загальних вимог до устаткування збору і обробки даних:
• використання уніфікованих протоколів міжрівневого обміну;
• застосування уніфікованих структур баз даних.
Необхідна реконструкція каналів передачі даних, заміна застарілого устаткування, забезпечення швидкості передачі даних:
• між ЛУО і РУЗД та між окремими компонентами ЛУО - формування надійних середньошвидкісних систем обміну даними;
• між РУЗД і ЦУЗД - застосування високошвидкісних каналів передачі даних.
1.7 Основні вимоги до локального устаткування обліку (ЛУО)
До ПО, як до вимірювальних компонентів ЛУО, ставляться такі обов'язкові вимоги:
• повинно бути забезпечено введення даних від вимірювальної схеми у вигляді імпульсів і/або послідовних даних і формування вимірювальної інформації по ОО;
• метрологічні характеристики мають бути підтверджені відповідними документами органів Держстандарту України;
• вихідні дані повинні бути забезпечені: часовою міткою часу, що фіксує момент їх останньої модифікації, і ознакою, яка визначає їх якість;
• дані повинні оброблятися за такі облікові періоди: півгодини/година, доба для оптового енергоринку; для роздрібного енергоринку - відповідно до діючих зонних тарифів;
• мінімальна глибина зберігання даних повинна відповідати нормативним документам оптового і роздрібного енергоринків;
• конструкція і алгоритм функціонування ПО повинні забезпечувати виконання функцій управління МН з веденням повного протоколу часових та режимних обмежень по потужності та енергії;
• конструкція і алгоритм функціонування ПО повинні забезпечувати захист від несанкціонованого впливу на виміри і обробку даних;
• події, пов'язані з позаштатними змінами зовнішнього і внутрішнього середовища, повинні бути ідентифіковані і дані про них збережені;
• доступ до них має здійснюватися згідно із запитом;
• ПО має забезпечувати реалізацію метрологічно атестованого алгоритму корекції похибки обліку електроенергії при малих навантаженнях;
• допускається суміщення функцій ПО та ЛЧ в одному пристрої при умові, що даний пристрій по сумі вимог до ПО та ЛЧ буде відповідати даній Концепції.
Вимоги до ЛУО. Наведені тут вимоги можуть бути реалізовані в допоміжних компонентах ЛУО або безпосередньо в ПО.
• ЛУО повинно містити процедури первинної перевірки достовірності (верифікації) даних з формуванням ознак якості даних.
• Дані на верхній рівень повинні передаватися з позначкою якості, часу і датою, котрим вони відповідають.
• ЛУО має підтримувати два незалежних інформаційних канали.
• ЛУО повинно бути укомплектовано стандартним набором засобів комунікації, які б забезпечували інформаційні канали і відповідали промисловим стандартам.
• Протоколи і дані для обміну інформацією мають відповідати міжнародним вимогам і архітектурі відкритих систем.
• ЛУО повинно забезпечувати глибоке конфігурування і настроювання своїх споживчих функцій, включаючи типи і параметри протоколів інформаційного обміну.
• Події, пов'язані з позаштатними змінами зовнішнього (перерва в подачі живлення, відсутність зв'язку із зовнішнім середовищем, спроба несанкціонованого доступу) і внутрішнього (помилки в роботі компонентів ЛУО, порушення цілісності даних, надзвичайні ситуації при обробці даних) середовища, повинні бути ідентифіковані і збережені з відслідкуванням дати і часу виникнення. Доступ до них має здійснюватися за запитом. Дані, які якісно змінилися під впливом таких подій, мають бути позначеними відповідною ознакою (наприклад, перерва в живленні ЛУО викликає появу неповних і нульових даних).
• ЛУО повинно забезпечувати звукову і світлову індикацію позаштатних ситуацій. ЛУО має забезпечувати підключення джерела резервного живлення.
• При відсутності зовнішнього живлення ЛУО має забезпечити фіксацію часу зникнення живлення, зберігання даних протягом не менше 30 днів, хід часу і календарну дату та фіксацію часу відновлення живлення.
• Інтерфейс оператора повинен забезпечувати індикацію всіх параметрів, що обробляються, введення паролів і даних, адаптацію алгоритмів обробки, конфігурування ЛУО, настроювання каналів і протоколів зв'язку та тестування ЛУО.
• Кожне ЛУО має бути забезпечене індивідуальним ідентифікаційним кодом.
• ЛУО повинно бути забезпечене всіма необхідними для встановлення, настроювання і перевірки технічними, програмними і методичними матеріалами.
• Установку і введення в експлуатацію ЛУО повинні виконувати спеціалісти, які наділені правом виконувати такі роботи.
1.8 Основні вимоги до регіонального і центрального устаткування збору даних (РУЗД, ЦУЗД)
РУЗД повинно:
• складатися із засобів обчислювальної техніки загального призначення під управлінням стандартної операційної системи. Основні компоненти РУЗД повинні базуватися на обчислювальних засобах підвищеної надійності, що відповідає промисловим стандартам;
• бути оснащене стандартними засобами зв'язку з ЛУО, локальною обчислювальною мережею і глобальною мережею передачі даних;
• забезпечувати формування надійного середньошвидкісного обміну даними з ЛУО і високошвидкісного - з ЦУЗД;
• передбачати можливість застосування стандартних мов програмування і графічних інтерфейсів користувачів;
• забезпечувати перевірку достовірності отримуваних даних;
• мати систему управління базою даних, що забезпечує зберігання даних, отриманих на різних етапах обробки (дані ЛУО, дані, введені вручну, оброблені дані) з відміткою часу і достовірності не менше 5 років;
• містити засоби забезпечення резервних каналів зв'язку. Мати захист від перерви в подачі електроживлення.
До Центрального устаткування збору даних пред'являються вимоги, аналогічні вимогам до РУЗД, а також ЦУЗД повинно:
• забезпечувати формування надійного високошвидкісного обміну даними з РУЗД;
• містити програмні і апаратні засоби, що забезпечують автоматичний обмін даними із спеціалізованими системами, які забезпечують автоматизацію основних процесів функціонування енергоринку;
• мати засоби використання сучасних мереж передачі даних.
1.9 Основні етапи реалізації заходів
Провести обстеження підстанцій виробників, постачальників і споживачів в Енергоринку України:
• виявити задачі з діагностики, відновлення і заміни ТС, ТН, ЛЧ, ПО в залежності від термінів експлуатації і міжповірочних інтервалів;
• здійснити ревізію всього парку засобів вимірювальної техніки;
• визначити потенційні шляхи і можливості підвищення точності вимірювань за рахунок організаційно-технічних заходів;
• при необхідності провести атестацію засобів обліку.
Встановити локальне, регіональне і центральне устаткування для автоматизації збору даних. Залучити всі наявні можливості організації зв'язку між рівнями обліку, котрі відповідають встановленим вимогам.
Реалізація заходів повинна бути першочерговою, оскільки дозволить зменшити похибку системи комерційного обліку з 15 % до 5 %.
При відсутності у вимірювальних схемах дублюючих ЛЧ існуючі перевести в дублюючі, а як основні установити нові ЛЧ з класом точності, що відповідає допустимим похибкам, встановленим в табл. 1.2.
Послідовно здійснити комплексну заміну устаткування вимірювальних схем таким чином, щоб спочатку вибиралась вимірювальна схема з найбільшою результуючою похибкою і в ній послідовно замінювались елементи, причому першим замінюється найгірший елемент.
Запропонована послідовність заміни устаткування реалізується спочатку для системи обліку активної потужності, а потім - реактивної потужності.
Для рівнів 5...8 заміна елементів є виправданою лише у тих випадках, коли у вимірювальних схемах плануються додаткові функції.
Впровадження нового обладнання без вирішення питань оснащення підприємств, відповідальних за його експлуатацію та повірку, необхідними технічними засобами неприпустимо.
Забезпечити модернізацію існуючих і встановлення сучасних каналів і систем зв'язку.
В рамках реорганізації існуючої системи обліку необхідно розробити комплекс нормативно-технічних документів, що регламентують єдиний порядок створення, впровадження та експлуатації не тільки окремих засобів вимірювальної техніки, але також розподільчих систем в цілому:
• нормативну документацію, що відповідає стандартам МЕК і встановлює вимоги до:
• допустимих похибок вимірювань системи обліку відповідно до потужності, що контролюється;
• обов'язкового визначення реальних вторинних навантажень ТС і ТН;
• організації повірки засобів обліку;
• локального устаткування обліку протоколів передачі даних і структур баз даних;
• розширення застосування засобів обліку на вхідні струми, що складають (1…5) % від номінальних;
• методичні вказівки щодо:
• визначення допустимих та дійсних похибок схем вимірювання, які складаються з ТС, ТН, ЛЧ;
• державної метрологічної атестації і повірки вимірювальних систем, які складаються з вимірювальних схем (ТС, ТН, ЛЧ), ліній зв'язку (від лічильників до ПО), локального устаткування збору і обробки даних;
• установлення індивідуальних метрологічних характеристик ТС і ТН в залежності від реальних вторинних навантажень;
• правил введення та реалізації обмежень по енергії та потужності, формування МН та звітності, пов'язаній з обмеженнями.
Масове застосування постачальниками і споживачами електроенергії сучасних приладів і систем обліку має економічно стимулюватися через систему багатоставочних і диференційованих тарифів на електричну енергію.
1.10 Деякі положення для реалізації етапів
• Розробити програму впровадження і модернізації систем обліку електроенергії з дотриманням вимог Концепції.
• Для створення системи нормативно-технічних документів необхідна розробка Державних стандартів України відповідно до проблематики, що розглядається.
Визначення постачальників устаткування і надання послуг має здійснюватися на тендерній основі.

2 АНАЛІЗ ДІЯЛЬНОСТІ ВАТ “ТЕРНОПІЛЬОБЛЕНЕРГО”
2.1 Організаційна структура підприємства
Головною метою діяльності товариства є одержання прибутку шляхом забезпечення потреб споживачів в електричній енергії та в інших товарах і послугах, відповідно предмету діяльності в умовах функціонування Об`єднаної енергетичної системи України. Одержаний прибуток спрямовується на розвиток товариства та на задоволення економічних і суспільних потреб акціонерів і працівників товариства.
Предмет діяльності акціонерного товариства-передача електричної енергії локальними електромережами, постачання електричної енергії за регульованим тарифом.
У складі "ВАТ"Тернопільобленерго" налічується 18 підрозділів (районів електричних мереж),а саме: Бережанський район електричних мереж (РЕМ), Борщівський РЕМ, Бучацький РЕМ, Гусятинський РЕМ, Заліщицький РЕМ, Збаразький РЕМ, Зборівський РЕМ, Козівський РЕМ, Кременецький РЕМ, Ланівецький РЕМ, Монастириський РЕМ, Підволочиський РЕМ, Підгаєцький РЕМ, Тернопільський міський РЕМ, Тернопільський сільський РЕМ, Теребовлянський РЕМ, Чортківський РЕМ, Шумський РЕМ, які не мають статусу юридичної особи і здійснюють господарську діяльність на підставі "Положень про район електричних мереж", затверджених Головою правління ВАТ"Тернопільобленерго". Вказані підрозділи здійснюють діяльність з передачі та постачання електроенергії на території адміністративних районів.
До виробничих структурних підрозділів ВАТ"Тернопільобленерго" належать:
- служба високовольтних електричних мереж - забезпечення технічного

 

та оперативного обслуговування і ремонту трансформаторних підстанцій та ліній електропередач 0,4-10кВ і 35-110кВ;
- служба релейного захисту, електроавтоматики і електровимірювань - забезпечення ремонту і технічного обслуговування засобів релейного захисту, електроавтоматики і електровимирів в електричних мережах 35-110кВ;
- оперативно-диспетчерська служба - здійснення оперативно-диспетчерського управління електромережами області, виконання графіків електроспоживання та обмежень;
- служба засобів диспетчерсько-технологічного управління - забезпечення і технічне обслуговування всіх систем зв'язку (радіопроводового, високочастотного);
- служба ізоляції та захисту від перенапруг-організація і проведення випробувань ізоляції електроустановок підприємства, виконання робіт по захисту електромереж від перенапруг, хімічного контролю електроізоляційних та інших матеріалів, ремонт кабельних ліній;
- служба автоматизації і телемеханіки - забезпечення збору телеінформації з підстанцій, обслуговування апаратури телемеханіки і автоматики;
- служба розвитку та підтримки програмного забезпечення - програмно-технічне забезпечення роботи обчислювальної техніки, організація електронного зв'язку із структурними підрозділами;
- цех по ремонту обладнання - ремонт трансформаторів 10-0,4кВ,110-35кВ, ремонт вводів 110кВ, виготовлення кабельних роликів, інші роботи;
- служба приладів обліку і метрології - перевірка і ремонт приладів обліку електроенергії, а також щитових вимірювальних приладів;
- служба механізації і транспорту - транспортне забезпечення діяльності підприємства;
- ремонтно-будівельна дільниця - забезпечення ремонтно-будівельних потреб підприємства;
- відділ збуту електроенергії та ін.
Дочірніх підприємств, філій та представництв ВАТ"Тернопільобленерго" не має.
2.2 Основні види товарів або послуг, що їх виробляє чи надає товариство
Основна діяльність ВАТ"Тернопільобленерго" передбачає слідуючи послуги:
1. Підприємницька діяльність з передачі електроенергії місцевими електромережами.
2. Підприємницька діяльність з постачання електроенергії за регульованим тарифом.
3. Підприємницька діяльність з виробництва електричної енергії.
У 2001 році на оптовому ринку куплено електроенергії 1304,424 млн.кВт.год. на суму 121582 тис.грн. Крім того, на балансі ВАТ"Тернопільобленерго" знаходиться 3 малих ГЕС, сумарний виробіток електроенергії на яких в 2001 році становив 6,340 млн.кВт.год. (0,48% від загальної кількості електроенергії, що відпускається в мережу Тернопільської області). Обсяг виробленої продукції у грошовому виразі (у діючих цінах) за 2001 рік, згідно звіту по продукції (форма №1-п), становив 44385 тис.грн.
Відпущено електроенергії споживачам 883236 тис.кВт.год. Виручка від реалізації електроенергії становила 136126 тис.грн. Втрати електроенергії в електромережах - 33,18%.
Собівартість продукції становила 166533 тис.грн. Фінансові результати діяльності товариства - збиток в сумі 24703 тис.грн., в т.ч. від реалізації електроенергії - 30407 тис.грн.
4. Виконання спеціальних робіт у проектуванні та будівництві.
За період 2001 року на території області збудовано 79,95 км ліній електропередач на суму 2948 тис.грн., в тому числі реконструйовано лінію 35кВ "Рудка-Ск.Подільська" та побудовано 2 чергу підстанції 110кВ "Гусятин". Також закуплено обладнання, що не потребує монтажу на суму 1665 тис.грн. На 138 тис.грн. виконано робіт по системі збору інформації по електроенергії. По об'єму капітального будівництва в грошовому виразі та фізичних показниках ВАТ"Тернопільобленерго" займає провідне місце в Україні.
Виконано ряд запланованих додаткових організаційних і технічних заходів з підготовки електрогосподарства до роботи в осінньо-зимовий період 2001/2002 років. Все це зумовило роботу електричних мереж без особливих зауважень протягом листопада-грудня місяців.
Виконані роботи та послуги надаються для споживачів на території Тернопільської області.
Основні ринки збуту та перелік основних клієнтів:
Структура споживачів електроенергії в Тернопільській області:
- промислові та прирівнені до них споживачі з приєднаною потужністю 750 кВа і вище - 21%
- промислові та прирівнені до них споживачі з приєднаною потужністю до 750 кВа - 14,7%
- електрифікований залізничний транспорт - 3,2%
- електрифікований міський транспорт - 1%
- непромислові споживачі - 14,1%
- сільськогосподарські споживачі - 8,9%
- населення - 31,8%
- населені пункти - 4,9%
2.3 Особливості стану розвитку галузі виробництва, в якій підприємство здійснює діяльність
ВАТ"Тернопільобленерго" здійснює ліцензовану діяльність з передачі і постачання електроенергії в умовах постійного скорочення обсягів споживання електроенергії споживачами, як із-за низької їх платоспроможності, так із-за змін в структурі самих споживачів.
Так, питома доля побутових споживачів в загальній структурі споживання має тенденцію до збільшення внаслідок скорочення обсягів виробництва (або ж припинення) великих промислових підприємств. Одночасно ціна купованої енергії зростає внаслідок підвищення цін на паливо до світового рівня, паливна ж складова в оптовій ціні електроенергії становить понад 90%.
Вказані причини призводять до низької (або від'ємної) рентабельності енергопостачальних підприємств, а це в свою чергу призводить до недостатнього фінансування капіталовкладень в електричні мережі і поступового їх занепаду.
Споживання електроенергії на протязі року нерівномірне: 1кВ-30%, 2кВ-20%, 3кВ-21%, 4кВ-29%, відповідно і є нерівномірним дохід ВАТ "Тернопільобленерго" від реалізації електроенергії.
ВАТ"Тернопільобленерго" відноситься до природних монополістів на ринку транспортування електроенергії для споживачів на території Тернопільської області.
Відпуск електроенергії споживачам в 2001 році становив всього 883236 тис.кВт.год. на суму 136126 тис.грн., в т.ч. незалежними постачальниками - 14152 тис.кВт.год. на суму 416 тис.грн.
Основною проблемою, яка впливає на діяльність товариства є хронічна неоплата споживачами за спожиту електроенергію, особливо населенням.
Протягом року ВАТ"Тернопільобленерго" оплачено 79 тис.грн. пені за несвоєчасну сплату платежів бюджету в зв'язку з відсутністю коштів на рахунку товариства.
2.4 Стан енергозбереження на ВАТ “Тернопільобленерго”
Електроенергетична база, яку має Тернопільська область, достатня для того, щоб сьогодні і на найближчу перспективу задовільняти потреби споживачів різних груп та категорій в електричній енергії.
ВАТ "Тернопільобленерго" має можливість щорічно передавати споживачам електроенергію в обсягах 3–3,5 млрд. кВт. год.
Однак, на сьогодні наявні потужності не використовуються повною мірою через цілий ряд як об'єктивних так і суб'єктивних причин.
Таблиця 2.1 Надходження електроенергії, споживання, а також втрати на транспортування електричними мережами області в 2000-2003 р.р.
Показники Одиниці
виміру В т.ч. по роках:
2000 2001 2002 4 міс.
2003
1 2 3 4 5 6
Надходження ел.енергії в мережу МВт.год. 1373,382 1325,563 1269,177 475,572
Споживання (корисний відпуск) - " - 923,246 883,236 896,408 342,445
Втрати ел.енергії - " - 450,136 439,844 367,045 133,127
- " - % 32,78 33,18 28,92 27,99
- " - (планові) - " - 18,56 19,26 20,59 20,43
- " - (нормативні) - " - 20,65 23,31 21,52 20,9

Гострий дефіцит органічного палива, викликаний підвищенням його ціни до світового рівня, економічна криза в паливно-енергетичному комплексі, пов'язана з постійними неплатежами за спожиту електричну енергію, зниження електроспоживання внаслідок падіння виробництва як в промисловості так і в сільському господарстві привели до значного зменшення виробітку електричної енергії на електричних станціях. Сьогодні на теплових електростанціях, внаслідок неможливості закупівлі газу, вугілля, мазуту, працює тільки 10-15 % обладнання. На атомних електростанціях виведені з роботи ряд блоків, немає коштів на проведення ремонтних робіт, вивезення відпрацьованого ядерного палива, на заробітну плату.
Викликані з цих причин обмеження в електроспоживанні, що вводяться кожного року, а, особливо, в періоди осінньо-зимових максимумів навантажень в енергосистемі, привели до того, що споживання електричної енергії в області в цілому зменшилось з 2049 млн. кВт. год. у 1990 році до 1269,2 МВт. год. у 2002 році, тобто в 1,6 рази.
За прогнозом на 2003 рік в області передбачається споживання в обсязі близько 1280 МВт. год. електроенергії.
Враховуючи економічний стан в державі в цілому і, зокрема, в паливно-енергетичній галузі великих надій на значне збільшення виробництва електроенергії на електростанціях в найближчими роками немає. А тому одним із шляхів задоволення потреб споживачів енергії при сьогоднішньому рівні її виробництва на електростанціях є енергозбереження.
Основні напрямки енергозбереження в Україні передбачені проектом Національної енергетичної програми України до 2010 року.
В першу чергу це - зниження питомих витрат палива, енергії на одиницю продукції, здійснення структурної перебудови народного господарства через зменшення частки енергоємних галузей виробництва і збільшення частки наукоємних, малоресурсних видів продукції в загальному їх обсязі, визначення пріоритетних напрямків в розвитку економіки.
Для вирішення цих завдань виняткову роль відведено машинобудівельному комплексу в організації та розширенні виробництва прогресивного устаткування для впровадження нових технологій, скорочення питомих витрат палива в процесі виробництва електричної та теплової енергії, виводячи з експлуатації морально застаріле та фізично зношене енергетичне обладнання.
Передбачене розширення впроваджень автоматизації технологічних процесів, регулювання оптимальних режимів виробництва та передачі електричної та теплової енергії, контролю температурних режимів програмованого відпуску тепла. Розроблені заходи щодо покращення обліку використання теплової, електричної енергії, газу природного в побуті, економії моторного пального.
Передбачається використання таких нетрадиційних та відновлювальних джерел енергії як вітрова, сонячна та геотермальна для виробництва електроенергії та теплопостачання, регенерація енергії з теплових відходів і вилучення її з навколишнього середовища за допомогою теплових насосів та бінарних енергоустановок, гідроенергія малих річок та хвиль морського прибою, отримання біогазу з шлаків та відходів сільського господарства, харчової промисловості і комунальних підприємств, енергія метану вугільних родовищ, природного газу низького тиску, некондиційного газу та інш.
Основними напрямками енергозбереження в нашій області є економія електричної енергії в електричних мережах за рахунок зменшення технологічних витрат на її транспортування від виробника до споживача, економія електричної та теплової енергії на промислових підприємствах, в сільському господарстві та побуті при її використанні на виробничі і побутові потреби, модернізація діючих та відновлення і реконструкція малих гідроелектростанцій області, які свого часу були закриті.
Зменшення технологічних витрат електричної енергії в електричних мережах є важливою складовою загального комплексу енергозберігаючих заходів. Електроенергія є одним видом продукції, транспортування якої здійснюється за рахунок витрат певної частини самої ж продукції, тому втрати електричної енергії при її передачі неминучі. Складаються такі втрати, як відомо, з технічних та комерційних.
Основна мета планування і впровадження заходів для зниження втрат електричної енергії в електричних мережах полягає у виконанні планових завдань по втратах та у можливості доведення фактичного значення технічних втрат електроенергії до їх оптимального рівня для мереж Товариства і фактичного значення комерційних втрат до значення, яке б не перевищувало їх допустимого рівня.
Для зменшення технологічних втрат електричної енергії на передавання електричними мережами в нашій області здійснюється щорічно цілий ряд заходів, що дає можливість економити від 3500 до 4000 тис.кВт.год.
Минулого року році за рахунок здійснення таких заходів було заощаджено 44922 тис.кВт.год. електроенергії, при завданні у 38857 тис.кВт.год що рівноцінне 30 вагонам вугілля (в т. умовного палива).
До заходів, направлених на зменшення витрат електричної енергії на транспортування в електричних мережах належить організаційні, що включають оптимізацію місць розімкнення ліній електропередачі напругою 35-10 кВ із двостороннім живлення, оптимізацію робочих напруг в центрах живлення радіальних електромереж, вимкнення трансформаторів у режимах малих навантажень на двотрансформаторних підстанціях, вимкнення трансформаторів на підстанціях із сезонним навантаженням, вирівнювання навантажень фаз в електричних мережах 0,4 кВ, скорочення тривалості технічного обслуговування та ремонту основного обладнання підстанцій та ліній електропередачі, зниження витрат електроенергії на власні потреби підстанцій, виконання робіт під напругою та технічні заходи, які включають заміну проводів на перенавантажених лініях, заміну перенавантажених, установлення додаткових трансформаторів на діючих підстанціях, заміну недонавантажених трансформаторів, установлення та введення в експлуатацію на трансформаторах із РПН пристроїв автоматичного регулювання коефіцієнта трансформації, установлення та введення в дію компенсуючих пристроїв у промислових споживачів, розукрупнення розподільчих ліній 0,4-10 кВ, заміна відгалужень від ліній 0,4 кВ до споживачів, оптимізація завантаження електричних мереж за рахунок капітального будівництва і ряд інших.
Що стосується комерційної складової технологічних втрат, яка в останніми роками, внаслідок підвищення тарифів на електроенергію та затримок з виплатою заробітної плати, постійно зростає, то для її зменшення у ВАТ "Тернопільобленерго" здійснюється цілий комплекс заходів.
Таблиця 2.2 Заходи по зменшенню комерційної складової в ВАТ “Тернопільобленерго”
Од. вим. Обсяги впровадження, од.вим.
Економія ел.енергії, тис.кВт.год
2000 р. 2001 р. 2002 р. 4 міс. 2003 р. Разом
2000 – 4 міс. 2003 р.р.
1 2 3 4 5 6 7
Завдання Заходів 18 17 17 21 18
тис.кВт.год 3295,0 10443,7 10120,8 3370,9 2723,04
Факт ~ " ~ 18 17 17 16 17
3352,6 11297,1 13222,4 3122,8 30997,9
Факт. Виконання заходів із вдосконалення системи розрахункового і технічного обліку ел.енергії тис.кВт.год 15223,3 26787,5 31696,4 18786,2 92493,4
Разом економ.ефект від здійснення ОТЗ для зниження ТВЕ: тис.кВт.год 18575,9 38084,5 44921,9 21909,0 123491,3
В першу чергу це впровадження автоматизованої системи комерційного обліку електроенергії з суміжними енергопостачальниками та Енергоринком, автоматизованої системи обліку розрахунків за спожиту електроенергію побутовими та промисловими споживачами, відновленню і модернізації існуючих засобів обліку.
Для виявлення випадків позаоблікового споживання електричної енергії, які останнім часом набрали масового характеру, та для значного зменшення комерційної складової технологічних втрат електроенергії при її транспортуванні в електричних мережах впроваджуються та набули широкого застосування такі заходи:
1. Пофідерний аналіз оплати втрат електроенергії в кожному РЕМ.
2. Аналіз оплати у приватному секторі кожного району електричних мереж.
3. Теж – по приватних с/г підприємствах.
4. Закріплення районів за керівниками Товариства.
5. Збільшення відшукання краж.
6. Аналіз оплати по споживачах, в яких встановлені електрокотли.
7. Закріплення контролерів за лініями напругою 10 кВ.
8. Проведення в кожному РЕМ зборів працівників по питаннях енергозбутової роботи.
9. Встановлення щитків обліку електричної енергії зовнішньої установки новим споживачам.
10. Перевірка всіх абонентів в районних центрах раз на місяць, інших – два рази, малих підприємств – багаторазово.
11. Аналіз споживання електричної енергії споживачами, які мають трифазні вводи.
12. Перевірка обліку (за графіками по РЕМ) разом з технічними службами.
13. Забезпечення контролерів приладами для відшукування прихованих проводок.
14. Проведення зняття показників у всіх юридичних осіб один раз
15. місяць.
16. Встановлення лічильників на ТП 10/0,4 кВ.
17. Замір навантажень по ЛЕП 0,4 кВ і лінійних напруг в кінцях ліній.
18. Заміна недонавантажених і перенавантажених трансформаторів з детальним аналізом по кожному РЕМ.
19. Розчищення трас ліній електропередавання, особливо ЛЕП 10 кВ; контрольні інженерні обходи ліній електропередавання.
20. Відключення недонавантажених трансформаторів на двотрансфор-маторних підстанціях.
21. Встановлення обліку на межах областей і районів.
22. Завершення перевірки лічильників на “фазу-нуль”.
23. Контроль заміни трифазних лічильників. Опломбування доступних струмоведучих частин, виготовлення кожухів.
24. Баланс надходження і відпуску електричної енергії по ПС 110, 35 кВ, ТП 10/0,4 кВ.
25. Перевірка обліку на трансформаторах ПС 110-35 кВ споживачів (комбайновий з-д, “Ватра” тощо).
26. Навчання контролерів методам і способам відшукування позаоблікового використання електроенергії.
27. Виявлення порушників, які “відкручують” покази лічильників електричної енергії.
28. Негайне відключення розкрадачів електроенергії від електромережі
29. і повторне їх підключення після отримання ТУ, виготовлення проектно-технічної документації.
30. Проведення щомісячного аналізу роботи контролерів та вжиття відповідних адміністративних заходів до тих, які працюють неефективно – аж до звільнення їх з роботи.
Здійснення таких заходів вже протягом минулого року дало свої позитивні наслідки. Виявлено 9037 випадків безоблікового використання електроенергії загальним обсягом 22,4 МВт.год., за актами виявлення яких було донараховано оплату за спожиту електроенергію на суму 3 млн. 673 тис.грн.
За фактами виявлених крадіжок 830 справ передано в прокуратуру і суди, 393 справи – на розгляд адмінкомісій.
На території області діє 8 малих гідроелектростанцій, які потребують капітального ремонту або реконструкції і ряд малих ГЕС, що не функціонують і вимагають повної відбудови з встановленням нового електрообладнання.
Протягом 1998-2001 р.р. передбачалось провести реконструкцію та капітальний ремонт 5-и діючих ГЕС на річках Збруч і Серет: Касперівської, Більче-Золотецької, Янівської, П'ятничанської та Скородинської. На це були необхідні кошти в сумі 550 тис. грн.
У 2001-2010 рр. передбачалося відбудувати і відновити роботу 7-и малих ГЕС: Дичківської, Задарівської, Осовецької, Топольківської, Плотицької, Івачівської та Червоноградської. Однак, до сьогодні коштів на фінансування капітального ремонту та реконструкції малих ГЕС не знайдено. Виняток – Бучач-Топольківська ГЕС яка відновлена і введена в експлуатацію Бучацьким монастирем чину Св. Василія.
На сьогодні, загалом, в Україні на законодавчому рівні не визначені механізми фінансування (кредитування) заходів з відновлення ГЕС на малих річках.
Та що стосується найближчих перспектив, то сьогодні немає злободеннішого питання, як забезпечення сталого постачання народного господарства області електроенергією на рівні необхідних потреб за умов максимально ефективного енергозбереження.
2.5 Характеристика споживання електроенергії
В 2003 році надходження електроенергіі в область склало 1226632 тис. кВт.год.
Втрати електроенергіі - 304382 тис. кВт.год., що складає 24,81 % до надходження в мережу при плані 19,96 % і нормативі 20,58 %.


Таблиця 2.3 Аналіз споживання електроенергії по ВАТ "Тернопільобленерго" за 2003 р.
Назва
груп споживачів Факт.
2002 р. Факт 2003р. %
до факту 2003/2002 р.р. Питома вага
% до
2002 р. Питома вага
% до
2003 р.
1 2 3 4 5 6
1. Промислові і прирівнені до них споживачі понад 750 кВА 166239 137335 82,6 18,5 15,0
2. Промислові і прирівнені до них споживачі до 750 кВА 141719 156390 110,4 15,8 17,1
3. Електрифікований залізничний транспорт 29656 40283 135,8 3,3 4,4
4. Електрифікований міський транспорт 1088 6234 572,9 0,1 0,7
5. Непромислові споживачі 122072 134976 110,6 13,6 14,7
6. Виробничі сільськогоспо-дарські споживачі 51681 39720 76,9 5,8 4,4
7. Населення, всього 327414 345858 105,6 36,5 37,8
в т.ч.: міське 144704 154652 106,9 16,1 16,9
Сільське 182710 191206 104,6 20,4 20,9
8. Населені пункти, всього 34228 34213 99,9 3,8 3,7
в т.ч.: міські 32798 32985 100,6 3,7 3,6
Сільські 1430 1228 85,9 0,2 0,1
9. Господарські потреби 0 0 0 0 0
10. Транзит 22311 20472 91,8 2,5 2,2
11. Корисний відпуск 896408 915481 102,1 100,0 100,0
В 2003 році відбулося зниження споживання електроенергії окремими промисловими, а також сільськогосподарськими споживачами спричинене зменшенням обсягів виробництва та скороченням об'ємів реалізації продукції.
На протязі 2003 року перевищення завдань з граничних величин споживання по ВАТ "Тернопільобленерго" спостерігалось дуже рідко і на незначні величини.
Тому, розроблені на 2001-2003 рік графіки примусового вимкнення споживачів з центрів живлення, фактично не застосовувались.
Регулювання графіків електричного навантаження для приведення фактичного споживання електричної енергії та потужності у відповідність із заданими величинами для області, здійснювалось безпосередньо у споживачів згідно затверджених графіків обмеження по потужності та електроенергії.
В багатьох випадках зміна режиму навантаження для окремих електроприймачів носить випадковий характер. Це означає, що для даного моменту часу неможливо наперед передбачити одночасну відповідність значень навантажень всіх електроприймачів. При цьому відповідний стан електричної мережі практично може бути визначений тільки з деякою ступінню імовірності.
Переважно розглядаються деякі характерні робочі режими електричних мереж. При цьому процес зміни навантажень по часу ідеалізується. Складаються усереднені графіки зміни навантаження за часом.
Для прикладу - на Рисунку.2.1 – добовий графік навантажень по Тернопільській області (літній та зимовий).
2.6 Впровадження енергозберігаючих заходів
Для подолання проблем, які виникли в результаті неплатежів за електроенергію та її крадіжок ВАТ „Тернопільобленерго” розробило ряд нормативних документів, що повинні сприяти їх вирішенню. Одним з таких документів є „Положення про визначення вимог до обліку електроенергії при приєднанні до електричних мереж ВАТ „Тернопільобленерго” нових споживачів, у випадку розділу обліку електричної енергії в існуючих споживачів, позаоблікового її використання (розкрадання) та при впровадженні у споживачів автоматизованих систем обліку електроенергії”.
Це положення розроблене з врахуванням:
 концепції побудови автоматизованих систем обліку електроенергії в умовах енергоринку від 17.04.2000 р., затвердженої спільним наказом 6-и відомств України;
 правил користування електричною енергією, затверджених постановою Національної комісії регулювання електроенергетики України (НКРЕ) від 31.07.96 р. № 28;
 програми встановлення багатотарифних лічильників на перетоках електроенергії та у споживачів електроенергії Тернопільської області, затвердженої головою облдержадміністрації 18.09.1997 р.
Дане положення регламентує основні принципи впровадження приладів обліку електроенергії в області. Прилади обліку електроенергії рекомендуються виходячи з їхнього призначення. Для побутових споживачів договірною потужністю від 2-х до 5-ти кВт доцільно застосовувати прилади обліку з попередньою оплатою та двотарифні. Це в основному трьохфазні електронні лічильники російського концерну "Энергомера”, однофазні і трифазні електролічильники „Енергія – 9” ВКФ „ТЕЛЕКАРТ” м. Одеса.
У всіх не побутових споживачів з договірною потужністю понад 63 кВа доцільно замінити наявні прилади обліку старої конструкції на багатофункціональні сучасні прилади обліку, що надасть можливість застосовувати будь-яку тарифну систему і тим самим зменшити можливість маніпулювати обліком електроенергії. Використання електронних багатотарифних електролічильників повинно сприяти економічному заохоченню побутових споживачів, використовувати більше електроенергії з 23 до 7 год., що збільшить завантаження атомних електростанцій в нічні години. Для цих цілей рекомендується для використання багатофункціональний лічильник Енергія-9 відповідної модифікації, Indigo+ фірми Schlumberger, 48-и зонний лічильник „Облік” корпорація „Облік” м. Дніпропетровськ. Всі ці електролічильники відповідають сучасним вимогам і занесені до державного реєстру засобів вимірювальної техніки, допущених для застосування в Україні на підставі результатів державних випробувань. Оплата за спожиту електроенергію використовуючи багатотарифні електронні прилади обліку вигідна як споживачеві, так і енергопостачальнику. Розрахунок споживачів електроенергії за зонним тарифом дозволяє підприємствам, склавши відповідний графік роботи економити кошти затрачені на оплату електроенергії, так-як нічний тариф з 23 до 7 год. складає 0,25% від загального. Враховуючи цей факт, впровадження багатотарифних лічильників в нашій області просувається швидкими темпами. Перевага в основному надається електролічильникам Енергія-9 (СТК-3) і частково Quantum D300. Основною перевагою лічильника Енергія-9 є його вартість. Він дешевший від зарубіжних аналогів в 2 -3 рази, проте нічим не поступається своїми технічними характеристиками і надійністю.
Більшість з цих лічильників можна застосувати в системі АСКОЕ. Саме її потрібно застосовувати для більш достовірного балансу виробництва, передачі розподілу і споживання електричної потужності або енергії в межах області, району.
На даний момент статті балансу, що складається на основі даних обліку електроенергії, суттєво викривлені через різні похибки вимірювання приладів обліку, що встановлені на різних рівнях ринку електричної енергії області, а також в результаті несинхронності зчитування інформації з лічильників. Ці обставини, в свою чергу, викликають необхідність відносити всі небаланси, що виникають, до втрат електричної потужності або енергії, що не дозволяє об`єктивно оцінювати рівень технічно неминучих втрат у мережах і перетворювачах.
Оскільки Енергоринок відповідає за дотримання Правил Комерційного Обліку, до системи обліку висуваються підвищені вимоги, а саме рівня її автоматизації, точності, надійності та цілісності.
На даний час в ВАТ “Тернопільобленерго” ведеться розробка розгорнутих технічних пропозицій по створенню АСКОЕ.
Розглянемо, яких характеристик, функцій і показників потребує ВАТ “Тернопільобленерго” для побудови АСКОЕ.
Функції системи:
1. Забезпечення енергокомпанії розширюваною системою дистанційного збору даних з точок обліку, розміщених в зоні відповідальності енергокомпанії.
2. Забезпечення збору з лічильників всієї інформації : регістрової, графіків.
3. Забезпечення роботи і управління з базою даних стандарту SQL.
4. Забезпечення функції підтримки для перевірки достовірності даних вимірювання кожної точки обліку.
5. Багатотарифний облік електроенергії.
6. Ведення єдиного системного часу.
7. Швидке впровадження.
Система повинна:
- Автоматично керувати комутаційними процесами через модеми, маршрутизатори.
- Керувати комутаційними процесами зв’язку, як з одиночними об’єктами, так і з декількома
- Забезпечувати сигналізацію про порушення системи зв’язку
- Забезпечувати зв’язок:
1. безпосередньо з кожним лічильником по каналу зв’язку;
2. використовуючи концентратори.
Періодичність зв’язку потрібно корегувати в широкому діапазоні (помісячно, потижнево, подобово, погодинно, похвилинно), крім того, задавати конкретний час доби для кожного сеансу зв’язку і перелік операцій, які виконуються при цьому (зчитування інформації, обнулення регістрів, зміна тарифів і т.д).
Крім автоматичного зв’язку, оператор системи повинен встановити зв’язок з приладами і групою приладів в будь-який момент, коли потрібно “вручну ”
Для передачі даних в інші системи, наприклад систему розрахунків Енергоринку, перевірку її достовірності, задаються розрахункові періоди, які визнаються конкретними датами.
Структура АСКОЕ повинна бути:
1. відкрита
2. легко модернізуватись, нарощуватись від декількох точок на початку експлуатації до декількох сотень в подальшому.
3. сумісною з іншими системами, інтегруватись з новими прикладними і аналітичними програмами.
Інтеграція у систему нових приладів обліку повинна бути технологічно нескладним способом при мінімальних затратах.
Структуру системи АСКОЕ планується побудувати, як розподілену ієрархічну систему масштабу області.
Верхній рівень призначений для безпосереднього використання адміністративним і технічним персоналом обленерго і забезпечує збір, обробку, зберігання і надання інформації.
Верхній рівень повинен являти собою локальну мережу, яка включає в себе сервер бази даних, комутаційний сервер з апаратурою зв’язку, АРМи технічного і адміністративного персоналу.
АСКОЕ районів об’єднуються в АСКОЕ вищого рівня при цьому інформаційна взаємодія між системами може здійснюватись, як на рівні доступу безпосередньо до приладів обліку (до підсистеми нижнього рівня), так і взаємодіяти з базою даних з використанням інтерфейсів SQL/ODBC і BDE.
Підсистема нижнього рівня забезпечує контроль параметрів електроспоживання на рівні підстанції. Апаратура працює в автоматичному режимі і не вимагає участі в роботі технічного персоналу.
Підсистема на рівні РЕМ і обленерго побудована на базі локальних обчислювальних систем.
В якості каналів зв’язку між РЕМ і обленерго використовувати виділені двох- і чотирьох провідні лінії зв’язку і протоколи TСP/IP.
Для зв’язку підсистеми АСКОЕ РЕМ – підстанція використовують протоколи приладів обліку і концентраторів.
Проблеми , які виникають при побудові системи:
 Відсутність технічного завдання на АСКОЕ.
 Відсутність проекту на влаштування АСКОЕ.
 Відсутність або низька якість каналів зв’язку з ПС 35/10 кВ.
 Низька якість каналів зв`язку РЕМ - обленерго.

3 РОЗРОБКА АСКОЕ НА ВАТ “ТЕРНОПІЛЬОБЛЕНЕРГО”
3.1 Побудова АСКОЕ (АСДК РЕМ)
Автоматизована система диспетчерського керування районом електромереж (АСДК РЕМ) призначена для побудови автоматизованих систем збору даних, контролю і керування обладнанням електричних підстанцій по радіоканалу зв’язку, а також передачі даних про стан електричних підстанцій по каналам зв’язку на вищий рівень керування – ВАТ “Тернопільобленерго”.
Особливості побудови системи:
- розподілена архітектура обчислювальних засобів;
- моніторинг процесів в реальному масштабі часу;
- передача сигналів тривоги;
- диспетчерське керування збором даних.
Система АСДК РЕМ дозволяє:
- керування включенням/виключенням фідерів на електричних підстанціях;
- контроль параметрів телесигналізації;
- контроль параметрів телевимірювань в стандарті ГСП;
- збір даних з інтелектуальних лічильників електроенергії (“Енергія-9”, “Елвін” NP-03 ADD-ED0.3-U і т.д.) із зовнішнім інтерфейсом RS-485, RS-232 чи струмова петля;
- ретрансляцію інформації інформаційних і вимірювальних пристроїв зі стандартним послідовним інтерфейсом;
- збір даних про роботу релейного захисту електричних підстанцій;
- аварійну передачу сигналів тривоги про нештатну роботу обладнання електричної підстанції (самочинна зміна стану сигналів ТС тощо);
- передачу інформації несанкціоноване відкриття КП;


- документування оперативної і аварійної інформації у відповідних журналах;
- Ведення технологічних радіопереговорів.
До складу системи АСДК РЕМ входять:
- обладнання диспетчерського пункту керування (ДПК);
- обладнання контрольованого пункту (КП);
- обладнання передачі даних на вищий рівень керування.
Кількість контрольованих пунктів визначається кількістю електричних підстанцій, якими керує диспетчер РЕМ.
Для забезпечення роботи системи необхідно два радіоканали зв’язку:
- основний канал, по якому ведеться керування електричними підстанціями;
- резервний (аварійний) канал, по якому передаються аварійні повідомлення (нештатні ситуації на КП).
В системі передбачена можливість використання для керування електричними підстанціями одного каналу радіозв’язку. В цьому випадку сигнали керування і аварійні повідомлення передаються по одному (основному) каналу зв’язку.
В якості каналоутворюючої апаратури може використовуватись симплексний радіомодем РІ–02.31 або прийомопередавач будь-якої радіостанції (KENWOOD, Motorola, Оріон і т.п.) з платою радіомодема на швидкість передачі даних в радіоканалі 1200, 2400, 4800 бод. На даний час проводяться випробування плати радіомодема на швидкість передачі даних 19200 бод.
Радіомодем РІ–02.31 забезпечує параметри, які відповідають ГОСТ 12.252:
- діапазон частот 148-172 МГц;
- вихідна потужність передавача – 10Вт;
- чутливість приймача – 0,4мкВ;
- швидкість передачі даних по радіоканалу: 1200, 2400, 4800 бод;
- режим передачі – пакетний;
- максимальний розмір пакету даних – 128 байт;
- швидкість обміну радіомодема і терміналу до 19200 бод;
- інтерфейс – RS-232.
Основні технічні характеристики радіомодема реалізованого на базі радіостанції KENWOOD ТК-7108:
- діапазон частот 148 – 172МГц;
- число каналів зв’язку (встановлюється програмно) – 8;
- вихідна потужність передавача (встановлюється програмно) – від 1 до 25Вт;
- чутливість приймача – 0,25 мкВ;
- характеристики передачі даних аналогічні відповідним характеристикам радіомодема РІ-02.31.
Враховуючи технічні характеристики вказаної радіостанції і при наявності “прямої видимості” між антенами центральної і периферійної радіостанцій, віддаленість КП від ДПК може сягати в межах 50км, що як правило перекриває відстань між диспетчерським пунктом РЕМ і електричною підстанцією.
Апаратура диспетчерського пункту керування (ДПК) призначена для керування електричними підстанціями, обладнаними канальними комплектами системи телемеханіки і забезпечує:
- видачу команд телекерування вимикачами фідерів на електричній підстанції;
- видачу команд контролю параметрів телесигналізації;
- видачу команд зняття параметрів телевимірювання (в залежності від того, які вимірювальні трансформатори встановлені на підстанції);
- видачу команд зняття показів інтелектуальних лічильників електроенергії (міттєві значення струму, напруги і потужності, значення накопиченої енергії тощо);
- ведення електронних технологічних журналів (оперативного і аварійного);
- відображення на екрані дисплея ПЕОМ поточного стану вибраної підстанції;
- прийом і відображення на екрані дисплея ПЕОМ аварійної сигналізації;
- звукову індикацію аварійної сигналізації;
- ведення технологічних переговорів диспетчера з обслуговуючим персоналом електричної підстанції;
- взаємодія з верхнім рівнем керування з можливістю ретрансляції інформаційних і телеметричних даних.
В якості пульта керування використана ПЕОМ з наступними мінімальними параметрами:
1. тактова частота процесора 800 МГц;
2. монітор 17” (роздільна здатність 12801024);
3. оперативна пам’ять 128 Мбайт;
4. HDD 20Гбайт;
5. CD-ROM;
6. клавіатура;
7. маніпулятор “мишка”.
До обладнання диспетчерського пункту обладнання входять наступні блоки:
- ПЕОМ;
- Пристрій узгодження підключення радіомодема (ПУ-ПЕОМ);
- Блок живлення радіомодема (2шт.);
- Радіомодем (2шт.);
- Антенно-фідерні пристрої (2шт.).
При одноканальному виконанні системи АСДК РЕМ кількість радіоканалів зменшується до одного.
Особливістю побудови ДПК полягає в тому, що пульт керування, в якості якого виступає ПЕОМ, і передаюча апаратура (радіомодем) територіально рознесені. Це викликано тим, що радіомодеми необхідно розміщувати якомога ближче до антенно-фідерних пристроїв з метою зменшення втрат потужності в антенному кабелі. Лінія зв’язку між радіомодемом і пристроєм узгодження з ПЕОМ повністю гальванічно розв’язана. Радіомодем може відноситись від ПЕОМ на значні відстані (до 300м і більше).
Для зменшення кількості блоків, які знаходяться у диспетчерському пункті, ПУ-ПЕОМ виконаний у двохканальному варіанті і розміщений безпосередньо в шухлядці для жорсткого диску (Mobile Rack) системного блоку ПЕОМ. Блок ПУ-ПЕОМ забезпечує зв’язок між ПЕОМ і радіомодемом. Крім цього, до нього під’єднаний маніпулятор для ведення технологічних переговорів з персоналом, який знаходиться на електричній підстанції. Гальванічна розв’язка між радіомодемом і ПУ-ПЕОМ виконана на оптопарах, у яких ступінь захищеності кіл сягає 3000В, а гальванічна розв’язка по НЧ тракту виконана на лінійних трансформаторах.
Для під’єднання радіомодемів до ПУ-ПЕОМ необхідно використати два 11-жильних кабеля:
- підключення ізольованого блока живлення – 2 жили;
- підключення лінії зв’язку – 4 жил;
- управління прийом/передача – 1 жила;
- НЧ тракт прийому – 2 жили;
- НЧ тракт передачі – 2 жили.
Технологічні переговори можна проводити як по основному, так і по резервному каналах радіозв’язку – в залежності від того, до якого каналу підключений маніпулятор.
Керування технологічними процесами на електричній підстанції відбувається за допомогою ПЕОМ. На екрані дисплея відображається поточна інформація про стан вибраної підстанції у вигляді стандартних мнемосхем. Всі дії диспетчера по керуванню електричними підстанціями фіксуються в електронному оперативному журналі з прив’язкою до дати і часу. Керування апаратурою ДПК відбувається за допомогою клавіатури і маніпулятора “миші”.
Більш детально процес керування приведений в додатку 1 “Інструкція з експлуатації”.
Обладнання КП призначене для побудови автоматизованої системи контролю і керування обладнанням електричної підстанції.
Обладнання КП забезпечує:
- видачу команд включення масляних або вакуумних вимикачів фідерів по команді, яка приходить від ДПК;
- видачу команд виключення масляних або вакуумних вимикачів фідерів по команді, яка приходить від ДПК;
- передачу на ДПК по запиту сигналів ТС;
- передачу на ДПК по запиту результатів телевимірювання з вимірювальних трансформаторів в стандарті ГСП;
- передача на ДПК по запиту показів з інтелектуальних лічильників електроенергії (значення напруги, струму по трьох фазах, миттєвого значення потужності, накопиченої енергії);
- передача на ДПК запиту на проведення технологічних переговорів;
- передача на ДПК сигналу про несанкціоноване відкриття контейнера з апаратурою КП;
- передача на ДПК сигналу тривоги – самочинної зміни стану ТС.
В якості давача ТС використовуються вільні “сухі” контакти перемикача включення/виключення масляних або вакуумних вимикачів:
- струм на “сухих контактах” – 20мА;
- напруга на “сухих контактах” – 120В.
Струм на “сухі контакти” подається від ізольованого блока живлення, вхідні кола блока ТС захищені опторозв’язкою.
Загальна кількість сигналів ТС, які знімаються з обладнання підстанції – 15, з можливістю нарощення їх до 45 і більше(модуль нарощення – 15).
Команда ТУ виконується шляхом замикання контактів реле блока ТУ-Р.
Кількість команд ТУ-вкл. і ТУ-відкл. – 15 кожного з можливістю їх нарощення до 45 (модуль нарощення - 15).
Кожний із сигналів однойменної команди ТУ видається замиканням нормально розімкнутих контактів реле:
- комутована напруга – не більше 250В;
- струм комутації – не більше 10А;
- характер навантаження – активноіндуктивний.
Команди ТУ включення або виключення виконується в два етапи:
1. перевірка готовності виконавчих реле блока ТУ-Р (перевірка, чи не замкнуті контакти реле);
2. виконання команди ТУ (час виконання команди встановлюється апаратно і може приймати значення від 1 до 8с).
В обладнанні КП передбачено виконання команд зняття даних і перетворення їх в цифрову форму з подальшою передачею на ДПК сигналів телевимірювання з вимірювальних трансформаторів, які працюють в стандарті ГСП (0 - 5мА, 0 - 20мА). Кількість сигналів ТВ –15 з можливістю їх нарощення (модуль нарощення –15).
В обладнанні КП передбачена можливість підключення інтелектуальних лічильників електроенергії. Лічильники електроенергії підключають до апаратури КП через лінію інтерфейса RS-485, причому лінія гальванічно розв’язана, що захищає як лічильники електроенергії, так і апаратуру КП від викидів напруги. В апаратурі КП передбачена можливість одночасної роботи лічильників електроенергії різної модифікації (“Енергія-9”, “Елвін”, NP-03 ADD-ED0.3-U тощо).
В обладнанні КП передбачена можливість підключення “кінцевих контактів” для сигналізації про несанкціоноване відкриття контейнера або приміщення, в якому знаходиться апаратура КП. При замиканні контактів “кінцевика” на ДПК відправляється сигнал тривоги, який індукується на дисплеї ПЕОМ і супроводжується звуковою сигналізацією.
Сигнали ТС в обладнанні КП опитуються в секундному режимі і порівнюються з попередніми значеннями. Якщо проходить самочинна зміна стану сигналів ТС, то на ДПК відправляється сигнал тривоги, наявність якого фіксується на екрані дисплея і супроводжується звуковим сигналом.
Докладніше про сигнали, які передаються на ДПК описано в додатку 1.
Конструктивно обладнання КП виконане в контейнері, на задній стінці якого розміщені клеми для під’єднання кабелів ТС, ТУ, ТВ. Подача зовнішніх кабелів виконується через сальники.
Контейнер виконаний у вигляді шафи, яка навішується при допомозі монтажного комплекту на стіну комірки ЗРП або в приміщення, в якому змонтоване обладнання підстанції. Закривається контейнер дверима з ущільненням – таким чином запобігається попадання пилу в апаратуру.
Апаратура КП призначена для експлуатації в жорстких умовах:
- понижена температура експлуатації навколишнього середовища –400С;
- підвищена температура експлуатації навколишнього середовища +500С;
- вологість 98% при +250С;
- режим роботи неперервний.
КП складається:
- контейнер;
- радіо модем;
- блок живлення;
- блок прийому/передачі даних;
- антенно-фідерний пристрій.

Блок прийому/передачі даних складається з наступних модулів:
- СОІ – субблок обміну інформацією, який приймає інформацію з пристроїв, формує і передає її на ДПК, а також приймає команди від ДПК і передає їх по адресу на виконавчі модулі;
- КУ – контролер керування телемеханіки (ТС, ТУ, ТВ);
- КУ-Л – контролер керування лінійний, який забезпечує обмін з інтелектуальними лічильниками електроенергії і контролером збору даних релейного захисту по інтерфейсу RS-485;
- ТС – су блок підключення сигналів ТС з гальванічною розв’язкою;
- ТУ – су блок керування включенням/виключенням сигналів телекерування;
- ТУ-Р – блок реле, який виконує по команді з субблока ТУ включення/виключення реле.
Підключення сигналів ТС, ТУ, ТВ виконане через роз’єми. Такий спосіб підключення сигналів дає можливість оперативного відключення їх від апаратури і перевірка в автономному режимі як апаратури КП, так і обладнання підстанції.
Обмін інформацією між КП і ДПК відбувається по радіоканалу в пакетному режимі. Захист інформації від трансформації забезпечується використанням контрольної суми в кінці пакету. Крім того, при виникненні збою у передачі даних в системі передбачено трьохкратний повтор передачі. Якщо ж за три спроби передача не пройшла – на екрані дисплея відображається повідомлення про поганий зв’язок.
Оскільки, в якості пульта керування диспетчерським пунктом ДПК використовується ПЕОМ, то, забезпечивши її відповідним програмним забезпеченням, є можливість передавати дані на верхній рівень керування енергосистемою. Передача інформації може відбуватись по звичайному модемному обміну з додзвоном, або по локальній мережі в протоколі TCP/IP.
Системи АСДК РЕМ поставляються замовнику виробником “під ключ”. На першому етапі робіт по монтажу системи проводиться обстеження об’єктів та вимірювання електромагнітного поля в точках установки антен та розробляється системний проект на установку обладнання.
На другому етапі проводяться пуско-налагоджувальні, роботи під час яких відбувається навчання персоналу по обслуговуванню системи.
На третьому етапі протягом всього гарантійного строку експлуатації відбувається шеф-нагляд за роботою системи.
На четвертому етапі – післягарантійний огляд за домовленістю.
Система АСДК РЕМ постійно модернізується в сторону розширення її функціональних можливостей. Завдяки модульній побудові системи в неї вводяться нові модулі. На даному етапі завершена розробка модуля підключення лічильника електроенергії з імпульсним представленням інформації. Даний модуль дозволяє накопичення значень енергії в енергонезалежній пам’яті. Він підключається до КУ-Л через інтерфейс RS-485.
3.2 Порівняння характеристик лічильників електричної енергії зонного обліку, що пропонуються до впровадження при побудові АСКОЕ
Електронний багатотарифний лічильник Енергія-9:
Лічильники, в залежності від виконання, призначені:
- для вимірювання активної і реактивної електричної енергії в одному або у двох напрямках за диференційованими у часі тарифами у трифазних мережах змінного струму промислової частоти;
- окремі виконання лічильників СТК3 забезпечують контроль (моніторинг) основних параметрів вимірювальної мережі.
Лічильники забезпечують також:
- формування бази даних, що містить вимірювальну інформацію;
- передачу інтерфейсними каналами вимірювальної інформації, що зберігається в базі даних, пристроям обліку електричної енергії вищого рівня.
Галузь застосування лічильників – облік електричної енергії на енергетичних об’єктах, на промислових підприємствах і в комунально побутовій сфері в умовах застосування диференційованих за часом тарифів на електричну енергію.
Лічильники розраховані для застосування в автоматизованих системах обліку та контролю електричної енергії, мають послідовний інтерфейс і телеметричний імпульсний вихід.
Таблиця 3.1 Технічні характеристики електронного лічильника Енергія - 9
Частота вимірювальної мережі, Гц 50
Поріг чутливості, мА від 4
Повна споживана потужність паралельного кола, ВА до 3,6
Повна споживана потужність послідовного кола, ВА до 0,3
Передаточне число імпульсного телеметричного виходу, імп/кВаргод від 1000 до 100000
Число телеметричних виходів 1,2,4
Маса, не більш, кг 2,8
Графік навантаження по кожному квадранту, кількість точок обліку 2160
Цифровий інтерфейс RS 485
Система самодіагностики є
Габаритні розміри, "Енергія 8", "СТК3-"мм 330x170x70
Габаритні розміри, СТК1-10 200x130x80
Період інтеграції 1,3,5,10,30,60
Кількість сезонів до 12
Кількість тимчасових зон по кожному сезону 6
Номінальна напруга U, В 57,7, 100,220,380
Номінальний (максимальний) струм, А 1(1,5), 5(7,5) 10(40), 40(100)
Число комутованих виходів до 4-х
Швидкість передачі даних по RS 485 до 19200 бод
Міжповірочний інтервал 6 років
Відносна вологість повітря при 30С до 90%
Атмосферний тиск від 70 до 106,7 кПа

Електронний багатотарифний лічильник SL7000 Smart фірми Actaris (Schlumberger):
Серед лічильників електроенергії, що використовуються в Україні, особливе місце займає лічильник SL7000 Smart. Хоча на енергетичному ринку лічильник присутній менше двох років, він вже встиг добре зарекомендувати себе і отримати визнання фахівців. Серед аналогів, він найбільш прийнятний до використовування в жорстких умовах промислової експлуатації на підприємствах України.
SL7000 Smart - це багатофункціональний лічильник електричної енергії, він являє собою, електронний прилад, що програмується. Він забезпечує вимірювання електричної енергії і потужності, а також моніторинг і контроль параметрів електричної мережі і якості напруги. Його розширені функціональні можливості дозволяють організовувати багатотарифний облік споживання електроенергії, автоматичне зчитування і архівацію даних вимірювань, у тому числі у складі автоматизованих систем комерційного обліку електроенергії.
Вже перше знайомство з лічильником SL7000 Smart показує, що він значно перевершують своїх конкурентів практично по всіх параметрах. Отже ж це за "чудо-лічильник і що ж він так виділяється серед своїх "побратимів"?
Перш за все, слід зазначити, що виробник лічильника, компанія Actaris, надала повний комплект документації по проведенню незалежних експертиз, підтверджуючих відповідність лічильників задекларованим параметрам.
Лічильник SL7000 Smart повністю відповідають вимогам нормативів Директиви 89/336 (СЄ), а так само наступних стандартів Міжнародної Електротехнічної Комісії (IEC):
- IEC61036 для електронних лічильників активної електроенергії класу 1.0.
- IEC60687 для електронних лічильників активної електроенергії класу 0.2S і 0.5S.
Необхідно відзначити, що лічильник класу 0.5S з номінальним струмом 5 А, при перевірці, повністю підтверджує характеристики для лічильників того ж класу точності з номінальним струмом 1 А.
Погрішність ходу годинника лічильника, відповідно до стандарту IEC 61038, складає всього 1 хвилину в рік.
Дуже важливою особливістю лічильника SL7000 Smart є те, що один лічильник можливо використовувати для різних класів напруг, оскільки будь-який лічильник цієї серії може бути запрограмований для включення як в двох, так і в трьохелементну схему вимірювань. В чому ж секрет? Річ у тому, що трифазний модуль живлення лічильника забезпечує автоматичну настройку на необхідну робочу напругу в діапазоні від 3 54 В до 3 240/415 В. Крім цього лічильник нормально функціонує за відсутності напруги однієї або двох фаз, а також за відсутності нейтралі або інверсії нейтралі і однієї з фаз.
Лічильник SL7000 Smart має широкий діапазон номінальних струмів. Для лічильників прямого включення він складає від 5 до 120 А, для трансформаторного - від 1 до 10 А.
Не можна не відзначити також і те, що лічильник SL7000 Smart має унікальний діапазон резервного живлення - можлива робота від джерела резервного живлення в діапазоні 57 - 415 В змінного струму і 48 В постійного струму.
Привертає своєю продуманістю перелік що фіксуються лічильником параметрів. Лічильник виміряє і обчислює 52 енергетичні величини (споживання і генерацію активної, реактивної і повної енергії у всіх 3-х фазах і ін.), 19 інших величин (коефіцієнти потужності, струми і напруги кожної фази і ін.), 11 статусних повідомлень, а також, 9 подій контролю якості електроенергії. Також лічильник береже до 500 записів про діагностичні і інші події зміни параметрів мережі і якості електроенергії. Він заносить в пам'ять інформацію про події відкриття головної кришки, інформацію про калібрування лічильника і т.д. Ніщо не може відбутися "без відома лічильника". Всі дані вимірювань зберігаються в енергозалежній пам'яті лічильника, яка забезпечує їх збереження в незмінному вигляді не менше 10 років. Здається, виробник зумів передбачити все.
Лічильник SL7000 Smart одночасно фіксує 8 графіків навантаження для будь-якого виду енергії, коефіцієнт потужності, 6 струмів або 6 напруг із загальним періодом інтеграції від 1 до 60 хвилин. Глибина зберігання даних графіків навантаження для півгодинного періоду інтеграції складає 210 діб.
Щонайпотужніший тарифікаційний модуль лічильника дозволяє вести багатотарифний облік 10 видів енергії і потужності по незалежних тарифних схемах. Тарифні схеми містять до 24 добових графіків з 8 тарифними зонами (16 моментів перемикання в доба). Можна також запрограмувати 12 сезонів і особливі тарифні схеми для 100 днів в році.
Доступ до даних вимірювань лічильника можливий по різних інтерфейсах. Модуль уведення-виведення повної конфігурації містить:
- 4 управляючі релейні виводи;
- 2 керівників введення;
- 6 імпульсних телеметричних виходів;
- 4 імпульсні телеметричні введення;
- 2 інтерфейси RS232 або RS232 і RS485.
Для локальної комунікації з лічильником є пломбований оптичний інфрачервоний інтерфейс, виконаний відповідно до вимог стандарту IEC 61107. Прочитування зміряних параметрів можна здійснювати і безпосередньо з лічильника. Для цього на його лицьовій панелі є рідкокристалічний індикатор, який забезпечує прочитування більше 100 параметрів.
Лічильник має багаторівневу систему захисту комерційної інформації. Оператори-клієнти підрозділяються на декількох типів, відповідно до яких здійснюється доступ до параметрів лічильника. Це, а також пломбування лічильника, забезпечує захист від несанкціонованого доступу до програмованих параметрів і даних вимірювань, що повністю виключає людський чинник з процесу обліку електроенергії.
Навіть коротке знайомство з багатофункціональним лічильником електричної енергії SL7000Smart дає уявлення про його різноманітні споживацькі властивості. Такий прилад важко переоцінити. Він примушує задуматися над тим, яку продукцію необхідно купувати за рубежем, і до якого рівня слід прагнути вітчизняному виробнику. Лічильник по істині є лічильником "від кутюр".
Електронний багатотарифний лічильник “NP-03 ADD-ED0.3-U” фірми ADD GROUP:
Призначення: Для вимірювання активної і реактивної енергії в трьохфазних колах змінного струму в обох напрямках. Контроль додаткових параметрів, що характеризують якість електроенергії.
Технічні рішення:
 Вимірювальна схема на базі мікропроцесора і 6-ти високошвидкісних АЦП;
 Трансформаторне включення лічильників в трьохфазну мережу по 3-х та 4-х проводній схемі;
 Внутрішня енергозалежна пам’ять великої овір о;
 Двохстрочний ЖКІ дисплей для відображення облікової і допоміжної інформації;
 Світлодіодні індикатори для відображення поточного стану і режимів роботи;
 Цифровий інтерфейс RS-485;
 Програмований імпульсний вихід.
Використання в системі АСКОЕ: Наявність імпульсного виходу і цифрового інтерфейсу RS-485 дозволяє використовувати лічильник в складі автоматизованої системи комерційного обліку.
Таблиця 3.2 Технічні характеристики електронного лічильника “NP-03 ADD-ED0.3-U”
Номінальна напруга 357 (100) В
Номінальний струм 5 А
Максимальний струм 6 А
Чутливість 0,005 А
Лічильний імпульсний вихід 4800 імп/кВтгод (кВАргод)
овір очний вихід 120000 імп/кВтгод (кВАргод)
Робочий діапазон температур від – 10С до + 50С
Середнє напрацювання на відказ min 56000 год
Середній строк служби лічильника 30 років
Міжповірочний інтервал 6 років
Виміри, збереження, індикація, і вивід по інтерфейсним каналах значень наступних параметрів:
1. Активна енергія прямого і зворотного напрямків:
- Загальна кількість активної енергії наростаючим підсумком.
- Кількість активної енергії окремо за попередню / поточну добу, за попередній / поточний місяць, за зазначений період.
- Кількість активної енергії окремо по кожній із заданих тарифних (тимчасових) зон наростаючим підсумком; можливість завдання до 4-х тарифних зон протягом доби.
- Кількість активної енергії окремо по кожній із заданих тарифних зон за попередню / поточну добу, за попередній / поточний місяць, за зазначений період, з обліком вихідних і святкових днів.
2. Реактивна енергія по квадрантах
- Загальна кількість реактивної енергії наростаючим підсумком.
- Кількість реактивної енергії окремо за попередню / поточну добу, за попередній / поточний місяць, за зазначений період.
- Кількість реактивної енергії окремо по кожній із заданих тарифних (тимчасових) зон наростаючим підсумком; можливість завдання до 4-х тарифних зон протягом доби.
- Кількість реактивної енергії окремо по кожній із заданих тарифних зон за попередню / поточну добу, за попередній / поточний місяць, за зазначений період, з обліком вихідних і святкових днів.
3. Потужність
- Сумарна (по трьох фазах) активна потужність P.
- Сумарна (по трьох фазах) реактивна потужність Q.
- Удавана потужність S.
- Максимальне середнє значення потужності окремо за попередню / поточну добу, за попередній / поточний місяць, за зазначений період.
- Максимальне середнє значення потужності окремо по кожній тарифній зоні за попередню / поточну добу, за попередній / поточний місяць, за зазначений період.
4. Графік навантаження
- Лічильник забезпечує збереження у внутрішній енергонезалежній пам'яті і вивід по інтерфейсним каналах графіка навантаження, що складає з 2048 останніх значень електричної енергії, що пройшла через лічильник за обраний період усереднення.
5. Параметри, що характеризують якість електроенергії в точці обліку
- Коефіцієнт потужності кожної фази PF1, PF2, PF3.
- Частота мережі F
- Фазні напруги UA, UB, UС
- Фазні струми IA, IB, IC
6. Додаткові технічні параметри
- Передаточні числа.
- Статуси ( періоди усереднення ) і ін.
7. Накопичення і збереження даних
- Лічильник забезпечує нагромадження і збереження облікових даних у внутрішній енергонезалежній пам'яті протягом тривалого періоду.
- Можливість безперервного нагромадження даних без утрат протягом 2-х і більш місяців роботи в штатному режимі.
- Збереження даних у внутрішній пам'яті при відключеному живленні - не менш 30 років
8. Індикація
- Індикація показань на двохстрочному 16-розрядному ЖКІ-дисплеї.
- Настроювання режиму відображення: відображуваний параметр, тривалість показу.
- Можливість індикації будь-яких вимірюваних параметрів у будь-яких сполученнях
9. Самоконтроль
- Вбудований самоконтроль роботи вузлів лічильника.
- Реєстрація в пам'яті й індикація на дисплеї всіх аварій і попереджень.
10. Вбудований годинник
- Вбудований годинник і календар.
- Абсолютна похибка ходу годинника:
не більш ± 5 с за добу.
- Автоматична корекція ходу годинника.
- Робота годин при відключеному зовнішнім харчуванні -не менш 6 років.
11. Програмований імпульсний вихід
Варіанти настроювання:
- активна пряма енергія;
- активна зворотна енергія;
- реактивна енергія з індуктивним характером навантаження;
- реактивна енергія з ємнісним характером навантаження.
12. Настройка лічильника
- поточний час;
- дати переходу на літній/зимовий час;
- кількість і розміри тарифних зон;
- перелік виведених повідомлень;
- тип імпульсного виходу й ін.
Вище перераховані електронні лічильники задовольняють всі вимоги сучасних АСКОЕ. Виходячи з цього, вибір фірми-виробника необхідно здійснювати з переглядом додаткових критеріїв, таких як – наявність цих приладів в Реєстрі засобів вимірювальної техніки, дозволеній до використання в Україні і наявність можливості здійснення параметризації приладу з метою метрологічної калі бровки всього пункту обліку.
Виходячи з проведених аналізів електронних лічильників різних фірм-виробників, що представлені на ринку України, найбільш доцільним в даний час є застосування для комерційного обліку електроенергії і побудови систем АСКОЕ лічильника SL 7000 фірми Actaris.

4. РОЗРАХУНОК ЕФЕКТИВНОСТІ ДІЯЛЬНОСТІ ПІДПРИЄМСТВА
4.1. Ефективність як економічна категорія
Проблема ефективності виробництва завжди посідала важливе місце серед актуальних проблем економічної науки. Зацікавленість нею виникає на різних рівнях управлін¬ня економікою — від власників приватного підприємства до керівників держави. У цьому розділі розглянемо сутність категорії "ефективність" та методику її визначення.
Термін ''ефект" у перекладі з латинської означає "результат". Отже, категорія ''ефективність" може інтерпрету¬ватись як "результативність". Термін ''ефект" має значення результату, наслідку зміни стану певного об'єкта, зумовленого дією зовнішнього або внутрішнього фактора. Якщо провести математичну аналогію, то ефект — це дельта, приріст деякої змінної або різниця її попереднього і наступного значень. Зрозуміло, що значення цієї дельти може бути як додатним, так і від'ємним або взагалі нульовим. Подібно до цього й ефект може бути як позитивним, коли зміни є корисними, так і негативним, коли аміни деструктивні, або нульовим, коли змін немає. Утім, останній випадок, а саме коли результат нульо¬вий, можна в конкретних умовах вважати або позитивним, або негативним ефектом і окремо не розглядати.
Таким чином, існує як об'єктивна зміна стану певної системи (об'єкта), так і її оцінка. Ця оцінка може мати кількісний і якісний характер. Типовий приклад якісних оцінок ми вже навели, розділивши множину ефектів на позитивні та негативні. Що ж стосується кількісного оці¬нювання, то воно здійснюється за допомогою різноманітних кількісних показників, які можна поділити на дві великі групи: часткові та загальні.

 

Отже, фактично визначення ефективності виробництва полягає в оцінці його результатів. Такими результатами можуть бути обсяги виготовленої продукції в натуральному чи вартісному (за оптовими цінами або за собівартістю) виразі або прибуток. Але ж сама по собі величина цих результатів не дає змоги робити висновки про ефективність або неефективність роботи підприємства, оскільки невідомо, якою ціною от¬римані ці результати. Звідси для отримання об'єктивної оцінки ефек¬тивності підприємства необхідно також урахувати оцінку тих витрат, що дали змогу одержати ті чи інші результати. Процес виробництва здійснюється через поєднання факторів, що його визначають: засобів праці (основні фонди), предметів праці (оборотні фонди), робочої сили (тру¬дові ресурси). Крім того, істотним чином на виробництво впливає фінан¬совий стан підприємства, а також певні організаційні, управлінські, тех¬нологічні та інші переваги, що відображаються як нематеріальні ресурси. Тож за оцінку витрат логічно взяти оцінку всіх перелічених ресурсів. Виходячи з цього можна дати таке визначення ефективності: ефективність підприємства являє собою комплексну оцінку кінцевих результатів використання основних і оборотних фондів, трудових і фінансових ресурсів та нематеріальних активів за певний період часу.
Загальна методологія визначення ефективності може бути формалізована таким співвідношенням:
,
де F – ефективність;
E – ефект (результати);
P – витрати (ресурси).
При цьому слід мати на увазі, що, звичайно, перелік ресурсів підпри-ємства, котрі визначають його ефективність, не є вичерпним, тобто в кон¬кретних умовах на ефективність діяльності підприємства можуть чинити істотний вплив інші фактори. Але для середньостатистичного підприємства, яке діє в умовах ринку, урахування зазначених факторів гарантує отри¬мання найбільш адекватної оцінки стану справ на підприємстві.
Узагалі ж питання стосовно того, що вважати результатами вироб¬ництва, а що - витратами, які зумовили появу цих результатів, є диску¬сійним. Учені-економісти висунули чимало пропозицій стосовно вирі¬шення цього питання. Але з усієї їх множини найбільш обґрунтовані точки зору можна об'єднати в межах таких трьох підходів:
1) ресурсний, коли економічний результат зіставляється з економіч¬ною оцінкою виробничих ресурсів, які застосовуються під час виробництва;
2) витратний, коли економічний результат порівнюється з поточни¬ми втратами, які безпосередньо пов'язані з його досягненням;
3) ресурсно-витратний, що, як це видно з самої назви, являє собою певний компроміс між двома попередніми. Тобто до уваги береться як певна оцінка наявних ресурсів, так і оцінка поточних витрат. Проте за¬стосування цього підходу має бути дуже зваженим і обережним, адже виникає проблема подвійного рахунку, а також значного впливу галу¬зевих особливостей виробництва (фондомісткості, капіталомісткості, тру¬домісткості тощо).
Кожен із цих підходів має свої переваги та недоліки, і доцільність застосування того чи іншого з них визначається конкретними обстави¬нами й поставленими завданнями.
Що стосується чисельника формули ефективності, то тут також можна виділити три найзагальніші підходи.
1. За результат береться валова вартість створеного за певний пері¬од продукту (наприклад, виготовлена або реалізована продукція за оптовими цінами).
2. Як результат беруть прибуток. Це досить поширений підхід, і при його застосуванні утворюється ціла множина показників рентабельності, коли прибуток зіставляється з собівартістю виробництва або з вартістю основних фондів, або з величиною активів підприємства чи його капіталом тощо.
3. За результат береться сума прибутку та амортизації. Річ у тім, що з точки зору попереднього підходу підприємство, яке має від`ємну ве¬личину прибутку (що визначається за тією або іншою законодавчо ви¬значеною методологією), автоматично є нерентабельним, а отже, й неефек¬тивним. Але для перехідних економік, у яких відбуваються інтенсивні трансформаційні процеси, на думку окремих економістів, ефективною може вважатися діяльність і такого підприємства, яке не може забезпе¬чити повного відтворення своїх ресурсів, передусім основних фондів. Ідеться про те, що втрати суспільства в разі ліквідації такого підпри¬ємства будуть все ж більшими, ніж тоді, коли воно продовжуватиме діяльність до повного спрацювання своїх основних фондів.
Завдання визначення ефективності виникає в різних ситуаціях, і його раціональне вирішення в конкретних умовах передбачає застосування тих або інших підходів чи методик. Можна виділити такі загальні на¬прямки, за якими визначається ефективність.
1. Оцінювання ефективності виробництва з метою забезпечення оп-тимальної стратегії управління ним. У межах цього напрямку дослід¬жується насамперед ефективність використання ресурсів підприємства.
2. Оцінювання ефективності підприємства з метою визначення його привабливості як. потенційного об`єкта інвестування. Таке оцінювання може здійснюватися самим підприємством, потенційним інвестором або ж для забезпечення об'єктивності — незаінтересованою організацією. При цьому портфельні інвестори, як правило, задовольняються фінан¬совими показниками ефективності, а стратегічних здебільшого цікавить комплексна її оцінка.
3. Оцінювання ефективності підприємства на макрорівні з боку дер¬жави. Не слід вважати, що цей напрямок стосується виключно радян¬ських часів, хоча об'єктивно в ті часи спостерігався розквіт діяльності в цьому напрямку. Але і в умовах ринку завдання такого плану вирі¬шуються, хоча, звичайно, в інших масштабах.

4.2. Класифікація видів і форм прояву ефективності
Розглянемо основні ознаки класифікації ефективності та її види відповідно до цих ознак.
1. За наслідками отриманих результатів. За цією ознакою можна виділити три види ефективності: економічну, соціальну та соціально-економічну.
Економічний ефект відображає різноманітні вартісні показники, що характеризують проміжні й кінцеві результати виробництва на підпри¬ємстві. Формами прояву економічної ефективності є різноманітні еко¬номічні ефекти: зростання продуктивності праці, зниження собівартості продукції, що виготовляється, збільшення прибутку, зниження матеріа¬ломісткості, фондомісткості, трудомісткості продукції тощо.
Форми прояву соціальної ефективності пов'язані з отриманням соціальних ефектів: поліпшення умов праці, зростання життєвого рівня народу, поліпшення екологічних параметрів, збільшення тривалості життя людей та ін.
Соціальний ефект зводиться до скорочення тривалості робочого тижня, збільшення кількості нових робочих місць і рівня зайнятості населення, поліпшення умов праці та побуту, стану навколишнього се¬редовища, загальної безпеки життя. Соціальні наслідки виробництва можуть бути не лише позитивними, а й негативними (збільшення без¬робіття, посилення інфляції, погіршення екологічних показників).
Форми прояву соціально-економічної ефективності зумовлені намаганням отримати максимальний економічний ефект при заданих параметрах соціального характеру.
2. За характером здійснюваних витрат. За цією ознакою розріз¬няють ефективність застосовуваних ресурсів та ефективність витрат (спожитих ресурсів). До ефективності застосовуваних ресурсів відно¬сять: ефективність виробничих фондів, ефективність трудових ресурсів, ефективність нематеріальних активів. До ефективності витрат належать: ефективність капітальних вкладень, ефективність поточних витрат, ефек¬тивність сукупних витрат. Як видно вже з самих назв окремих видів ефективності, що входять до першої та другої груп, поділ на ці групи зумовлений необхідністю дати відповідь на таке запитання: при визначенні ефективності отриманий ефект слід відносити до всієї сукупності ресурсів, застосовуваних на підприємстві, чи тільки до тієї їх частини, що безпосередньо бере участь у створенні цього ефекту. Аналіз аргументів прибічників того чи іншого варіанта відповіді на це запитання свідчить, що єдиної думки тут немає. А в конкретній ситуації у разі необхідності оцінювання ефективності діяльності підприємства слід застосовувати той варіант, котрий є більш адекватним економічному завданню, що вирішується. Тому право на існування мають показники ефективності обох зазначених груп.
3. За видами господарської діяльності. До цієї групи показників ефективності належать: ефективність виробничої, торговельної, банківської страхової та інших видів діяльності. Специфіка виду діяльності, безперечно, накладає певний відбиток на методологію визначення ефектив¬ності: діяльності конкретного підприємства чи його структурних підроз¬ділів, що проявляється в специфіці навіть самих показників ефективності, які застосовуються для цього.
4. За рівнем об'єкта господарювання. До цієї групи відносять: ефективність економіки в цілому, ефективність галузі, об'єднання підприємств, підприємства, структурного підрозділу підприємства, ефек¬тивність виробництва окремих видів продукції.
5. За рівнем оцінювання. Відповідно до цієї ознаки ефективність може бути рівня суспільства та рівня суб'єкта підприємництва (госпо¬дарювання). Необхідність подіту показників ефективності на ці дві гру¬пи зумовлена певною антагоністичністю інтересів суспільства та індивіда або їх інституційних аналогів — держави та підприємства. Як наслідок, має місце невідповідність між критеріями оцінювання ефективності тих чи інших явищ або заходів (наприклад, економічних законів, зокрема з питань оподаткування). Держава має свої критерії, а підприємства — свої, і вони часто істотно різняться. Так, оцінюючи економічний ефект діяль¬ності підприємства, держава обчислює його валовий прибуток. Останній містить суму податків та інших обов'язкових платежів, що виплачуються з прибутку. Для підприємства ж ефект - це чистий прибуток, котрий за¬лишається у його розпорядженні після сплати всіх обов'язкових платежів.
6. 3а умовами оцінювання. За цією ознакою виділяють реальну, розрахункову та умовну ефективність. Реальна ефективність — це фак¬тичний рівень витрат та результатів завданими бухгалтерського обліку та звітності. Розрахункова — базується на проектних або планових по¬казниках, отриманих розрахунковим шляхом. Умовна ефективність використовується для оцінювання роботи структурних підрозділів підприємства.
7. 3а ступенем збільшення ефекту. Ця ознака дає змогу відокремити первісну та мультиплікаційну ефективність. Необхідність такого поділу видів ефективності викликана тим, що в результаті здійснення тих чи інших заходів може спостерігатися як одноразовий ефект, так і мультиплі¬каційний. Мова про мультиплікаційний ефект може йти тоді, коли почат¬ковий ефект повторюється й примножується на різних рівнях даного підприємства, а також поширюється на інші підприємства та організації.
8. За метою визначення. За цією ознакою розрізняють абсолютну та порівняльну ефективність. Абсолютна ефективність характеризує за¬гальну або питому (в розрахунку на одиницю витрат чи ресурсів) її величину, яку отримує підприємство в результаті своєї діяльності за певний проміжок часу. Порівняльна ефективність визначається шля¬хом порівняння можливих варіантів господарювання і вибору кращого з них. Її рівень відбиває економічні, екологічні, соціальні та інші перева¬га певного варіанта реалізації господарських рішень (напрямку діяль¬ності) порівняно з іншими варіантами.
9. За типом процесу. Ця ознака дає змогу диференціювати підхо¬ди до оцінювання ефективності, ураховуючи специфіку окремих про¬цесів, які відбуваються на підприємстві. З погляду цієї ознаки можна окремо розглядати ефективність виробничих процесів (з точки зору як організаційної, так і технічної), ефективність управління, ефективність інвестиційної, інноваційної, маркетингової, фінансової діяльності та ін.
4.3. Техніко-економічна доцільність впровадження АСКОЕ (АСДК РЕМ)
Приладів аналогічного класу і функціональних можливостей в даний час на Україні практично не випускається.
Технічні параметри:
1. Радіостанції:
діапазон частот 162-168 Мгц;
швидкість передачі 1200 бод.
2. Пристрої телемеханіки:
кількість об'єктів телеуправління - 15;
кількість об'єктів телесигнал. - 20;
телевимірів - 15.
Введення даної телеапаратури дасть можливість створити інформаційно-обчислювальні комплекси в РЕМ-ах по контролю за режимами в розподільчій мережі в темпі "реального часу" і по контролю за споживанням у межах району.
Радіомережа крім передачі інформації може використовуватись оперативно-ремонтним персоналом.
Система телемеханіки передбачає підвищення точності вимірювання з 1% до 0.5%.
Використання радіозв'язку значно здешевить вартість створення інформаційної системи, підвищується надійність завдяки організації аварійного каналу зв'язку.
4.3.1. Результати, яких буде досягнуто в результаті впровадження проекту
За рахунок зменшення технологічних витрат електричної енергії на її транспортування в електричних мережах, яких буде досягнуто в результаті впровадження проекту, реалізація електроенергії в розрахунку на рік збільшиться на 1,07% або на и 15600 тис. кіловат-годин. Економія умовного палива на електричних станціях становитиме при цьому 5300 тн. Кількість персоналу, який обслуговував існуючий обчислювально-інформаційний комплекс компанії і який буде обслуговувати комплекс, що передбачено проектом, залишається незмінною.
При середньому відпускному тарифі 5,58 коп. за 1 кіловат-годину зменшення витрат електричної енергії в розмірі 15600 тис. кіловат-годин дає змогу отримати додатково до річної суми реалізації 870480 грн.
Таблиця 4.3.1. Основна фінансова і економічна інформація про проект
Запланована дата початку
впровадження проекту 2004 рік 04 міс.
Запланована дата закінчення
впровадження проекту 2006 рік 04 міс.
Повна вартість впровадження проекту 810 тис. грн.

Таблиця 4.3.2. Фінансова і ділова інформація
2004 рік 2005 рік 2006 рік
1. Загальні поступлення від реалізації електроенергії, тис. грн 81339 81500 85470
2. Корисний відпуск електроенергії тис. квт. год. 1458000 1460890 1474000
3. Собівартість 1 тис. квт. год, грн. 57,156 57,157 56,67

Таблиця 4.3.3. Планові витрати на впровадження проекту по роках
2004 рік 2005 рік 2006 рік
Витрати на здійснення проекту “Впровадження АСДК РЕМ, тис. грн. 410 300 100

Таблиця 4.3.4. Структура коштів для фінансування проекту
2004 рік 2005 рік 2006 рік
Інвестиції 410 300 100
4.3.2. Економічний ефект
Проектом передбачається впровадження АСКОЕ на базі існуючого ВАТ “Тернопільобленерго” без залучення додаткових виробничих площ, з використанням існуючого обладнання та персоналу.
1. Вихідні дані для проведення розрахунку.
Показники Одиниці
вимір. Варіанти
базовий новий
1. Програма випуску продукції тис.кВт.год 1458000 1474000
2. Собівартість річного випуску тис. грн. 83387,1 -
3. Кількість працюючих в ОІК чол. 30 34
вт.ч.: ІТР чол. 25 27
робітників чол. 5 7
4. Середня заробітна плата грн.
ІТР грн. 400,0 400,0
робітника грн. 282,0 282,0
5. Балансова вартість обладнання тис. грн. 215,0 950,0
6. Норма амортизаційних відрахувань 0,250,7 0,250,7
7. Сума умовно-постійних витрат тис. грн. 5,0 8,0
8. Витрати на проектування та освоєння тис. грн. - 70,0
в т.ч. проектні роботи тис. грн. - 20,0
пуско-налагоджувальні тис. грн. - 50,0


2. Розрахунок загальних показників економічної ефективності.
Показники Од. вимір. Базовий вар. Новий вар. Економія(-) Перевитр(+)
1. Капітальні вкладення
1.1 Балансова вартість тис.грн. 215,0 950,0 +735,0
обладнання
1.2. Витрати на розробку та тис.грн. - 70,0 +70,0
освоєння
Всього тис.грн. +805,0
2. Визначення економії від
зниження собівартості продукції
2.1. Амортизаційні відрахування тис.грн. 37,63 166,25 + 128,62
2.2. Витрати на оплату праці та тис.грн. 205,4 227,5 +22,1
відрахування в соціальні фонди
2.3. Умовно-постійні витрати тис.грн. 5,0 8,0 +3,0
Собівартість річного випуску тис.грн. 84301,8 83540,82 С=-760,98
продукції з врахуванням
коефіцієнту приведення
К=1474000:1458000=1.0109

Економічний ефект в розрахунку на програму випуску :
Е = С - 0,15  Кдод=760,98 - 0,15  805,0 = 640,23 (тис.грн.) Окупність додаткових капітальних вкладень (з врахуванням коефіцієнту приведення по часу) : Т = (Кдод х(1+0,1)3).
Термін окупності С = 1,4 року.

5. РОЗРОБКА ЗАХОДІВ З ОХОРОНИ ПРАЦІ
5.1. Заходи захисту в електроустановках високих і надвисоких частот
Організаційні заходи захисту. До роботи на установках ВЧ і НВЧ не допускаються особи молодше 18 років, а також з наступними захворюваннями: всі хвороби крові, органічні захворювання нервової системи прогресуючого характеру, хронічні захворювання очей, туберкульоз в активній формі, виражені ендокринні захворювання, функціональні розлади нервової системи. Щорічно (в окремих випадках — частіше) проводиться медичний огляд. Якщо виникає необхідність роботи в умовах опромінювання, що перевищує 10 мкВт/см2, робітникам надається додаткова відпустка і скорочується робочий день.
Густина потоку потужності випромінювання на робочих місцях визначається прямим і відображеним потоками. Значення відображеного потоку залежить від відстані між джерелом і поверхнями, що відображають, у зв'язку з цим не рекомендується розміщувати поблизу джерел випромінювання поверхні, що відображають. При потужності до 30 кВт установка розміщується на площі не менше 25 м2, а вище 30 кВт — більше 40 м2.
Приміщення, де працюють високочастотні установки, обладнують загальнообмінною вентиляцією. Вентиляційні пристрої щоб уникнути високочастотного нагріву виконують з неметалу (азбоцементу, текстоліту, гетинаксу).
Технічні засоби захисту. В технічних засобах захисту від електромагнітних випромінювань використовують явища віддзеркалення і
поглинання енергії випромінювача, застосовуючи різні види екранів і поглиначів потужності. Завдяки високим коефіцієнтам поглинання і майже повній відсутності хвильового опору метали володіють високими відображуючою і поглинаючою здатністю і тому широко застосовуються для екранування.
Густина потоку потужності убуває по мірі розповсюдження в середовищі по експоненціальному закону. Величину, зворотну коефіцієнту загасання , де μ — магнітна провідність, γ — електрична провідність, умовно називають глибиною проникнення поля в поглинаюче середовище. Ця величина відповідає глибині, на якій полі ослабляється в e = 2,718 раз, тобто на 1 Нп.
Глибина проникнення Δ0 залежить від властивостей провідного середовища і від кутової частоти ω:
.
Знаючи характеристики металу, можна розрахувати товщину екрану δ, що забезпечує задане ослаблення електромагнітного поля L:
.
Глибина проникнення електромагнітної енергії високих і надвисоких частот дуже мала, наприклад для міді вона складає десяті і соті частки міліметра, тому товщину екрану вибирають по конструктивних міркуваннях.
У ряді випадків для екранування випромінювання застосовують металеві сітки, через які можна спостерігати установки або здійснювати вентиляцію. Але ослаблення випромінювання сіткою значно слабше, ніж суцільним екраном.
Екрани джерел високочастотних випромінювань повинні задовольняти двом умовам — забезпечувати необхідну ефективність екранування і не знижувати поле усередині котушки більше допустимих меж.
Ефективність екранування на робочому місці рівна:
,
де Нх — максимальне значення напруженості магнітного поля на відстані х від джерела без екрану; Нх,э — те ж за наявності екрану. Напруженість магнітної складової поля може бути розрахований так:
,
де І — сила струму в котушці; w — число витків; а — радіус катушки; х — відстань від джерела до робочого місця; βm — коефіцієнт, визначуваний співвідношенням x/a (при x/a > 10 βm = 1).
Якщо регламентується допустима електрична складова поля Еб, то магнітна розраховується так:
,
де f — частота поля, Гц; х — відстань від джерела.
Екрани виготовляють з листового металу; шви, сполучаючи окремі листи екрану між собою, повинні забезпечувати надійний електричний контакт між елементами, що сполучаються. Кожний екран заземляється.
Захист від надвисоких випромінювань окрім екранування самих джерел може бути забезпечений поглинаючими навантаженнями, екрануванням робочих місць і застосуванням індивідуальних захисних засобів. Екрани можуть бути також забезпечені поглинаючим або інтерференційним покриттям, яке забезпечує якнайкращі умови поглинання, оскільки в поглинаючих покриттях електромагнітна енергія розсівається у вигляді теплових втрат. Повне поглинання можливо при рівних по значенню комплексних діелектричній постійній і магнітній проникності матеріалів покриття. Властивостями, близькими до тих, що вимагаються, володіють матеріали на основі каучуку, пінополістиролу, поліуретану і т.п.
Індивідуальний захист. При виконанні ряду робіт по настройці і відробітку апаратури оператору неминуче доводиться знаходитися в зоні електромагнітних випромінювань іноді великої густини потоку потужності. В цих випадках слід користуватися засобами індивідуального захисту, які у принципі є екранами, виготовленими з металізованих матеріалів.
Для захисту очей використовують спеціальні радіозахисні окуляри ОРЗ-5 з скла, що відображає електромагнітні випромінювання. Вони щільно прилягають до шкіри обличчя.
Для захисту всього тіла застосовують капюшони, халати або комбінезони, виконані з металізованої бавовняної тканини.
5.2. Організація служби охорони праці в ВАТ «Тернопільобленерго»
Робота з охорони праці на енергооб'єктах повинна проводитися згідно з "Кодексом законів України про працю", Законом України "Про охорону праці" та іншими нормативно-правовими актами. На кожному енергооб'єкті, в кожному структурному підрозділі і на робочому місці повинні бути створені умови праці відповідно до вимог нормативних актів, а також забезпечене дотримання прав працівників, гарантованих законодавством про охорону праці.
Уся робота з охорони праці повинна бути спрямована на створення системи організаційних заходів і технічних засобів, призначених для запобігання впливу на працівників небезпечних і шкідливих виробничих факторів.
Улаштування і експлуатація устаткування, будівель і споруд повинні відповідати вимогам нормативних актів з охорони праці.
Засоби захисту, пристрої та інструмент, які використовуються під час обслуговування та ремонту устаткування, будівель і споруд, повинні своєчасно проходити огляд і випробування згідно з чинними нормативними актами з охорони праці.
На енергооб'єктах повинні бути розроблені і затверджені інструкції з охорони праці для всіх працівників виробничих професій (наприклад, машиністів, електрозварників, лаборантів), а також на окремі види робіт (роботи на висоті, монтажні, ремонтні тощо) згідно з вимогами НД ДНАОП 0.00-4.15 і ДНАОП 0.00-8.03 "Порядок опрацювання і затвердження власником нормативних актів про охорону праці, що діють на підприємстві", ДНАОП 1.1.10-1.02 "Правила безпечної експлуатації тепломеханічного обладнання еле-ктростанцій та теплових мереж".
На енергооб'єктах, відповідно до нормативних актів, повинно бути організоване лікувально-профілактичне обслуговування персоналу:
• первинні, при поступленні на роботу, і періодичні медичний та профілактичний наркологічний огляди працівників певних категорій;
• професійний відбір для визначення анатомо-фізіологічної та психофізіологічної придатності до безпечного виконання робіт (окремих видів і операцій);
• передрейсові медичні огляди водіїв транспортних засобів;
• лікувально-профілактичне харчування і санітарно-побутове обслуговування.
Кожен працівник повинен знати і суворо виконувати вимоги безпеки праці, що стосуються устаткування, яке ним обслуговується, та організації праці на робочому місці.
На кожному енергооб'єкті повинна бути створена служба охорони праці, розроблене і затверджене "Положення про систему управління охороною праці", повинна використовуватись нарядна система організації робіт згідно з НД. На підприємствах з кількістю працівників меншою ніж 50, функції служби охорони праці можуть виконувати за сумісництвом особи, які мають відповідну підготовку.
Загальне керівництво роботою з охорони праці і персональна відповідальність за неї покладається на першого керівника (роботодавця) енергооб'єкта.
Керівники і посадові особи енергооб'єктів зобов'язані забезпечити проведення організаційних і технічних заходів щодо створення безпечних і здорових умов праці на робочих місцях, у виробничих приміщеннях і на території, яка належить енергооб'єкту, контролювати їх відповідність діючим вимогам безпеки і виробничої санітарії, а також своєчасно організовувати навчання, перевірку знань, інстру¬ктаж персоналу, контроль за дотриманням ним вимог охорони праці.
У разі неможливості уникнення впливу на персонал шкідливих і небезпечних факторів, керівні і посадові особи повинні забезпечити персонал засобами індивідуального захисту (ЗІЗ) залежно від характеру виконуваних робіт.
Під час виконання будівельно-монтажних, налагоджувальних і ремонтних робіт на одному і тому ж устаткуванні або споруді одночасно декількома організаціями за договорами з енергооб'єктом, керівництво цеху (дільниці) спільно з керівництвом підрядних організацій повинно розробити спільний графік робіт і план узгоджених заходів з охорони праці, виробничої санітарії, радіаційної і вибухопожежобезпеки, які враховують взаємодію експлуатаційного, будівельно-монтажного, налагоджувального та ремонтного персоналу.
Відповідальність за виконання вказаного плану заходів на своїх дільницях, за відповідність кваліфікації персоналу і дотримання ним вимог охорони праці та пожежної безпеки несуть відповідні керівники.
Кожний нещасний випадок, а також будь-які порушення вимог безпеки праці, які могли б призвести до нещасних випадків або аварій, повинні бути ретельно розслідувані, виявлені причини і винуватці їх виникнення та вжиті заходи щодо попере¬дження повторення подібних випадків. Повідомлення про нещасні випадки, професійні захворювання і аварії, їхнє розслідування і облік повинні здійснюватись згідно з ДНАОП 0.00-4.03 "Положення про порядок розслідування та ведення обліку нещасних випадків, професійних захворювань і аварій на виробництві" (далі ДНАОП 0.00-4.03).
Відповідальність за правильне і своєчасне розслідування та облік нещасних випадків, оформлення актів форми Н-1 і Н-5, НТ, розроблення і реалізацію заходів з усунення причин нещасного випадку несе керівник енергооб'єкта.
Відповідальність за нещасні випадки і професійні захворювання несуть керівники і посадові особи енергооб'єкта, які не забезпечили виконання вимог безпеки і виробничої санітарії і не вжили належних заходів для попередження нещасних випадків, а також працівники, які безпосередньо порушили вимоги правил або інструкцій з охорони праці.
На кожному енергооб'єкті повинен бути створений кабінет охорони праці для проведення організаційної і методичної роботи з навчання, проведення інструктажів і перевірки знань працівників з питань охорони праці та пожежної безпеки.
Весь персонал повинен бути практично навчений способам надання першої долікарської допомоги потерпілим при нещасних випадках безпосередньо на місці події згідно з вимогами РД 34.03.702 "Инструкция по оказанию первой помощи пострадавшим в связи с несчастньїми случаями при обслуживании знергетического оборудования". Перевірка знань інструкції повинна проводитись під час первинної та періодичної перевірки знань з охорони праці. Щорічно, із застосуванням сучасних тренажерів, повинно проводитись на¬вчання персоналу для підтримання навичок з надання першої долікарської допомоги.
У кожному цеху енергооб'єкта, на підстанціях, районах і дільницях теплових і електричних мереж, у лабораторіях та в інших структурних підрозділах, а також в автомашинах виїзних бригад повинні бути аптечки або сумки першої допомоги з постійним запасом необхідних медикаментів і медичних засобів.
Персонал, згідно з типовими нормами безплатної видачі, повинен бути забезпечений спецодягом, спецвзуттям та іншими засобами індивідуального захисту, мийними засобами залежно від характеру виконуваних робіт і зобов'язаний ними користуватись під час роботи.
Персонал несе відповідальність за невикористання за призначенням засобів захисту, виданих для виконання певної роботи.
Персонал, який перебуває в приміщеннях з діючим енергоустаткованням в закритих і відкритих розподільчих установках, колодязях, камерах, каналах і тунелях електростанцій, теплових і електричних мереж, на будівельному майданчику і в ремонтній зоні, а також під час обслуговування повітряних ліній електропередавання повинен користуватись захисними касками.
5.3. Безпека при гасінні електроустановок
Горючими речовинами і матеріалами в електроустановках є в основному органічні матеріали — папір, пряжі, тканини, гума, пластмаси, мінеральне масло та ін. Горіння їх звичайно супроводжується значним виділенням диму і газоподібних продуктів розкладання, часто має вид тління. Мінеральне масло (трансформаторне) і кабельні мастики горять полум'ям, що коптить, із значним виділенням окису вуглецю СО, що є отруйливим газом.
Якщо електроустановка, що горить, по якійсь причині не відключена і знаходиться під напругою, то гасіння її представляє додаткову небезпеку поразки персоналу електричним струмом. Тому, як правило, приступати до гасіння пожежі електроустановки можна тільки після зняття з неї напруги. Якщо з якоїсь причини напругу зняти швидко неможливо, а пожежа швидко розвивається, то допускається гасіння пожежі електроустаткування, що знаходиться під напругою, але з дотриманням особливих заходів електробезпеки.
Для гасіння пожежі електроустаткування (маслонаповнених трансформаторів, електричних машин, кабельних ліній, прокладених в тунелях, і ін.) можна використовувати воду (що розпиляється або компактний струмень), повітряно-механічну піну, інертний газ, порошки і інші вогнегасні засоби (закриття вогнища горіння кошмою, сухим піском і т. п.).
У разі потреби гасіння пожежі невідключеного електроустаткування водою із ствола пожежного водопроводу щоб уникнути поразки електричним струмом через струмінь води необхідно дотримуватись наступних правил:
1) керівником гасіння пожежі в електроустановці до прибуття першого пожежного підрозділу, викликаного по тривозі, є старший з числа чергового електротехнічного персоналу або відповідальний за електрогосподарство (головний енергетик, начальник електроцеху). Після прибуття пожежного підрозділу старший командир приймає на себе керівництво гасінням пожежі;
2) відключення приєднань, на яких горить устаткування, проводиться черговим електротехнічним персоналом без попереднього отримання дозволу вищестоящої особи, що здійснює оперативне керівництво по експлуатації електроустановки, але з подальшим повідомленням його після закінчення операцій відключення;
3) гасіння пожеж компактними і розпиляли водяними струменями без зняття напруги з електроустановки допускається тільки у відкритих для огляду ствольщика електроустановках, у тому числі кабелів, що горять, при номінальній напрузі до 10 кВ. При цьому ствол повинен бути заземлений, а ствольщик повинен працювати в діелектричних ботах і рукавичках і знаходитися від вогнища пожежі на відстані не менше 3,5 м при діаметрі сприску 13 мм при напрузі до 1 кВ включно і 4,5 м при напрузі до 10 кВ. При діаметрі сприску 19 мм ці відстані збільшуються відповідно до 4 і 8 м;
4) не дозволяється для гасіння електроустаткування, що знаходиться під напругою, застосовувати морську і сильно забруднену воду. Гасіння пожеж в електроустановках, що знаходяться під напругою, всіма видами пін за допомогою ручних вогнегасників забороняється, оскільки піна і розчин піноутворювача у воді володіють підвищеною електропровідністю. У виняткових умовах при надійному заземленні генератора високократної піни і насосів пожежних машин дозволяється гасіння пожеж в електроустановках, що знаходяться під напругою до 10 кВ, повітряно-механічною піною;
5) при пожежі силовий трансформатор повинен бути відключений з боку обох обмоток, після чого негайно слід приступити до його гасіння будь-якими засобами (водою, повітряно-механічною піною, вогнегасниками, що розпиляла). Мінеральне масло, що горить, не слідує гасити компактним струменем щоб уникнути збільшення площі пожежі. При гасінні пожежі трансформаторів, встановлених в камерах, необхідно вжити заходів до попередження розповсюдження вогню через вентиляційні і інші канали. Вентиляція приміщення в цей час може включатися тільки на вимогу пожежного підрозділу;
6) при загорянні кабелів, розташованих в тунелях, каналах і інших приміщеннях, необхідно за наявності стаціонарної системи пожежогасіння включити її в роботу. Під час гасіння кабелів, що горять, напругою вище 1000 В в кабельному тунелі працюючий з пожежним стволом повинен направляти струмінь води через дверний отвір або люк, не заходячи у відсік з кабелями, що горять. Одночасно з гасінням кабелів необхідно вжити заходів до найшвидшого зняття з них напруги.
Щити управління електричних станцій і підстанцій напругою до 0,4 кВ є дуже відповідальною частиною електроустановки, тому найбільшу увагу при гасінні пожежі повинно надаватися збереженню встановленої на них апаратури.
Гасіння пожежі електроустановок, що не знаходяться під напругою, допускається будь-якими гасячими засобами, включаючи воду.

6. РОЗРОБКА ЗАХОДІВ З ЕКОЛОГІЇ ТА ОХОРОНИ НАВКОЛИШНЬОГО СЕРЕДОВИЩА
6.1. Виникнення електромагнітного поля в просторі поблизу повітряних ліній електропередач
Повітряні лінії електропередач (ПЛ) створюють електромагнітні поля (ЕМП) так званої промислової частоти. Для нашої країни вона дорівнює 50 Гц. На промисловій частоті електричне і магнітне полючи можна вважати не зв'язаними один з одним, розглядати їх окремо. Можна вважати, що електричне поле виникає при напрузі на струмоведучих частинах, а магнітне - при проходженні струму по цих частинах.
Електричне поле ПЛ можна розглядати в кожен даний момент як електростатичне поле, тобто застосовувати до нього закони електростатики. Це поле створюється принаймні між двома електродами (тілами), що несуть заряди різних знаків і на яких починаються і закінчуються силові лінії.
Поле електроустановок нерівномірне, тобто напруженість його змінюється уздовж силових ліній. Разом з тим воно звичайно несиметричне, оскільки виникає між електродами різної форми, наприклад між струмоведучою частиною і землею або металевою заземленою конструкцією.
Поле ПЛ можна вважати, крім того, плоськопаралельним, тобто форма його однакова в рівнобіжних площинах, називаних площинами поля. У даному випадку площини поля перпендикулярні осі лінії.

6.2. Вплив електричного і магнітної складової електромагнітного поля на людину
Електромагнітні поля є одним з виробничих антропогенних факторів, що, так само як і багато чого іншого, робить свій вплив на біологічні об'єкти і, зокрема на людину.
У процесі експлуатації електроенергетичних установок - відкритих розподільних пристроїв і повітряних ліній електропередачі надвисокої напруги (330 кв і вище) було відзначене погіршення стану здоров'я персоналу, що обслуговує зазначені установки. Суб'єктивно це виражалося в погіршенні самопочуття працюючих, котрі скаржилися на підвищену стомлюваність, млявість, головні болі, поганий сон, болі в серце і.т.п.
Спеціальні спостереження і дослідження підтвердили обґрунтованість цих скарг і установили, що фактором, що впливає на здоров'я обслуговуючого персоналу, є електромагнітне поле, що виникає в просторі навколо струмоведучих частин діючих електроустановок.
Інтенсивне електромагнітне поле промислової частоти викликає порушення функціонального стану центральної нервової і серцево-судинної системи. При цьому спостерігається підвищена стомлюваність, зниження точності рухів, зміна кров'яного тиску і пульсу, виникнення болю у серце, що супроводжуються серцебиттям і аритмією, і.т.п.
В останні роки в Україні стихійно склалася практика будівництва дачних будинків поблизу ВЛ, а іноді прямо під проводами ліній. При цьому в зоні впливу електромагнітних полів виявляються діти і хворі люди тобто особи найбільш підвержені шкідливим впливам. З урахуванням цих обставин варто визнати проблему впливу електромагнітних полів досить серйозною.
6.3. Фактори впливу електричного поля 50 Гц на людину
Механізм біологічної дії електричного поля на організм людини вивчений недостатньо. Передбачається, що порушення регуляції фізіологічних функцій організму обумовлено впливом поля на різні відділи нервової системи. При цьому підвищення збудливості центральної нервової системи відбувається внаслідок рефлекторної дії поля, а гальмовий ефект - результат прямого впливу поля на структури головного і спинного мозку. Вважається, що кора головного мозку, а також проміжний мозок особливо чуттєві до впливу електричного поля.
Передбачається також, що основним матеріальним фактором, що викликає зазначені зміни в організмі, є індукований у тілі струм, а вплив самого електричного поля значно менше.
Поряд з біологічною дією електричне поле обумовлює виникнення розрядів між людиною і металевим предметом, що має інший, чим людина потенціал.
Якщо людина стоїть безпосередньо на землі або на струмопровідній заземленій основі, то потенціал його тіла практично дорівнює нулеві, а якщо він ізольований від землі, то тіло виявляється під деяким потенціалом, що досягає іноді трохи кіловольт.
Очевидно, що дотик людини, ізольованого від землі, до заземленого металевого предмета, так само як і людину, що має контакт із землею, до металевого предмета, ізольованому від землі, супроводжується проходженням через людину в землю розрядного струму, що може викликати хворобливі відчуття, особливо в перший момент. Частий дотик супроводжується іскровим розрядом.
У випадку дотику до ізольованого від землі металевого предмета великої довжини (трубопровід, дротова огорожа на дерев'яних стійках і.т.п.) або великого розміру (дах дерев'яного будинку й ін.) струм, що проходить через людину може досягати значень, небезпечних для життя.
Розрізняють наступні види шкідливого впливу електричного поля поблизу ПЛ на людину:
- безпосередній вплив, що виявляється при перебуванні в електричному полі. Ефект цього впливу підсилюється зі збільшенням напруженості поля і часу перебування в ньому;
- вплив електричних розрядів (імпульсного струму). Виникаючого при дотику людини до ізольованих від землі конструкціям, корпусам машин і механізмів на пневматичному ходу і протяжних провідниках або при дотику людини, ізольованої від землі, до рослин, заземленим конструкціям і іншим заземленим об'єктам;
- вплив струму минаючого через людину, що знаходиться в контакті з ізольованими від землі об'єктами - великогабаритними предметами, машинами і механізмами, протяжними провідниками – струму стікання.
6.4. Електричне поле як причина можливих запалень і вибухів пальних газів і пар пальних рідин
Електричне поле може стати причиною запалення або вибуху пар пальних матеріалів і сумішей у результаті виникнення електричних розрядів при зіткненні предметів і людей з машинами і механізмами. Електричні розряди виникають у результаті різниці потенціалів заземлених і не заземлених об'єктів, що знаходяться в електричному полі. Для запобігання розрядів необхідно заземлювати об'єкти, що знаходяться в даному електричному полі. Більш повно міри для запобігання запалень і вибухів описані нижче.
6.5. Гранично припустимі рівні напруженості електричного поля усередині житлових будинків і на відкритих територіях
Гранично припустимі рівні напруженості електричного поля усередині житлових будинків і на відкритих територіях описані в Санітарних нормах і правилах.
Як гранично припустимі рівні прийняті наступні значення напруженості електричного поля:
- усередині житлових будинків - 0,5 кВ/м;
- на території зони житлової забудови - 1кВ/м;
- у населеній місцевості поза зоною житлової забудови (землі міст у межах міської риси в границях їхнього перспективного розвитку на 10 років, приміські і зелені зони, курорти, землі селищ міського типу в межах селищної риси і сільських населених пунктів у межах риси цих пунктів), а також на території городів і садів - 5кВ/м;
- на ділянках перетинаннях ПЛ з автомобільними дорогами I-IV категорій - 10 кВ/м;
- у ненаселеній місцевості (незабудовані місцевості, хоча б і часто відвідувані людьми, доступні для транспорту, і сільськогосподарські угіддя) - 15 кВ/м;
- у важкодоступній місцевості (недоступної для транспорту і сільськогосподарських машин) і на ділянках, спеціально відгороджених для виключення доступу населення - 20 кВ/м.
Граничні припустимі значення напруженості нормуються для електричного поля, не перекрученого присутністю людини. Напруженість електричного поля визначається на висоті 1,8 м від рівня землі, а для приміщень - від рівня поля.
6.6. Основні міри захисту від впливів електричного поля на населення.
З метою захисту населення від впливу електричного поля ПЛ установлюються санітарно-захисні зони. Санітарно-захисною зоною є територія уздовж траси ПЛ, у якій напруженість електричного поля перевищує 1 кВ/м.
Якщо напруженість електричного поля перевищує гранично припустимі рівні, повинні бути прийняті заходи для її зниження.
У місцях можливого перебування людини напруженість електричного поля може бути зменшена шляхом:
- видалення житлової забудови від ПЛ;
- застосування пристроїв, що екранують, і інших засобів зниження напруженості електричного поля.
Машини і механізми на пневматичному ходу, що знаходяться в санітарно-захисних зонах ПЛ, повинні бути заземлені. У якості заземлення допускається використовувати металевий ланцюг, з'єднаний з рамою або кузовом і доторкається до землі.
У межах санітарно-захисної зони забороняється:
- розміщати житлові і суспільні будинки і спорудження, площадки для зупинки і стоянки усіх видів транспорту, підприємства по обслуговуванню автомобілів і склади нафти і нафтопродуктів;
- робити операції з пальним, виконувати ремонт машин і механізмів.
Траси проектованих і споруджуваних знову ПЛ повинні вибиратися таким чином, щоб об'єкти, перераховані вище, не виявилися в межах санітарно-захисних зон, або були винесені за межі цих зон.
Металеві покрівлі будинків, що залишаються в санітарно-захисних зонах, повинні бути заземлені не менш чим у двох місцях. Опір заземлення не нормується.
Напруженість електричного поля в будинках, що залишаються в санітарно-захисних зонах, і ті що мають неметалічну покрівлю, може бути знижена шляхом установки заземленої металевої сітки на даху цих будинків. Напруженість електричного поля на відкритих територіях, розташованих у цих зонах, може бути знижена шляхом установки перегородок, що екранують, (залізобетонних заборів, тросових пристроїв, що екранують,) або посадкою дерев і чагарнику висотою не менш 2 метрів.
Шпалерний дріт для підвіски винограду, хмелячи і.т.п., що знаходиться в санітарно-захисних зонах ПЛ, рекомендується розташовувати перпендикулярно до осі ПЛ. Кожен провідник повинний бути заземлений не менш чим у трьох точках. Опір заземлення не нормується.
При проведенні будівельно-монтажних робіт у санітарно-захисних зонах ПЛ необхідно заземлювати протяжні металеві об'єкти (трубопроводи, кабелі, проводи ліній зв'язку й ін.) не менш чим у двох точках, а також на місці провадження робіт. Опір заземлення також не нормується.
У місцях перетинання автодоріг із ПЛ повинні встановлюватися дорожні знаки, що забороняють зупинку транспорту в санітарно-захисних зонах цих ПЛ.
У районах проходження ПЛ персонал підприємства електричних мереж, що обслуговують ці ПЛ, повинний проводити роз'яснювальну роботу серед населення по пропаганді мір безпеки при роботах і перебуванні поблизу ПЛ.
При підготовці й у процесі проведення сільськогосподарських і інших робіт поблизу ПЛ особи, відповідальні за проведення цих робіт, повинні проводити інструктаж працюючих і забезпечувати виконання мір захисту від впливу електричного поля, регламентованих Санітарними нормами і правилами.

ПЕРЕЛІК ПОСИЛАНЬ
1. Правила устройства электроустановок /Минэнерго СССР. – 6-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1986.
2. Правила користування електричною енергією. – НКРЕ України. – Київ. – 1996.
3. ГОСТ 6570-75. Счетчики электрические активной и реактивной энергии индукционные. ОТУ.
4. ГОСТ 26035-83. Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. ОТУ.
5. Временная инструкция по учету электроэнергии/ Минэнерго Украины, Киев, 1995.
6. Звіт за темою: “Концепція використання інформаційно-вимірювальної техніки для обліку електричної енергії в умовах функціонування ринку в Україні”. Етапи I і II 1996.
7. Звіт за темою: “Концепція використання інформаційно-вимірювальної техніки для обліку електричної енергії в умовах функціонування ринку в Україні”. Етапи III і IV 1997.
8. Костин С. Н., Русанов В. Н., Синютин П. А. Организация внедрения автоматизированных систем учета электроэнергии промышленных потребителей АО "Челябэнерго". Промышленная энергетика № 6, 1997.
9. Международный научно-технический семинар “Нормирование, анализ и снижение потерь электроэнергии в электрических сетях”. Информационные материалы. Москва, 12-22 ноября 2002.
10. Web-сторінка “Державного комітету України з енергозбереження” (www.necin.com.ua).
11. Web-сторінка “Енергофінпрому” (www.alphadiz.com).
12. Web-сторінка “ПЕК Inform” (www.pekinform.com.ua).
13. Web-сторінка “Энергомера” (www.energomera.ru)/
14. Web-сторінка “Actaris” (www.actaris.ru)
15. Web-сторінка “Trios” (www.trios.com.ua).
16. Web-сторінка “Журнал Измерение.RU” (www.izmerenie.ru).




Комментарий:

Дипломная работа отличная!


Рекомендовать другу
50/50         Партнёрка
Отзывы