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 > Тех. дополнения > Автоматизация раздел
Название:
Назначение автоматизированной системы коммерческого учета электрической энергии

Тип: Дипломные работы
Категория: Тех. дополнения
Подкатегория: Автоматизация раздел

Цена:
1 грн



Подробное описание:

Назначение автоматизированной системы коммерческого учета электрической энергии

1.1 . Предпосылки к созданию АСКУЭ

Планомерные работы по созданию АСКУЭ в энер¬госистемах России на-чались в 1986 году, но в связи с низкими ценами на энергоносители, использо-ванием простейших тарифов на электрическую и теп¬ловую энергию, жестким централизованным госу¬дарственным управлением энергетикой в рамках мо-нопольной единой энергосистемы страны и финан¬сированием развития отрасли за счет госбюджета, а не за счет тарифов, как это принято в большинстве стран с рыночной экономикой, ни у энергосистем, ни у потребителей энергии серьезной экономичес¬кой заинтересованности в АСКУЭ не было.
Но в условиях роста цен на энергоносители и связанной с ним политики экономии энергоресурсов, автоматизированный учет энергии и энергоносителя приобретает особую важность для предприятий, являющихся как производите-лями, так и потребителями на рынке энергии. При этом точность измерения оказывает заметное влияние на оплату. В сложившейся ситуации требованиям точности измерения не удовлетворяют старые приборно-расчетные методы учета, когда применение различных приборов и схем измерения у потребителя и источника приводило к значительным погрешностям. Более того, современные технические возможности позволяют организовывать комплексы автомати-зированного учета, сводить расчеты по электрической энергии в один узел кон-троля, установленный на предприятии и одновременно предоставлять возмож-ность удаленного доступа к техническим и коммерческим параметрам со сто-роны контролирующих организаций.
Еще одним немаловажным толчком к созданию систем коммерческого учета можно отнести рост потерь электрической энергии.
Потери электроэнергии в электрических сетях – важнейший показатель экономичности их работы, наглядный индикатор состояния системы учета электроэнергии, эффективности энергосбытовой деятельности энергоснаб-жающих организаций. Этот индикатор все отчетливей свидетельствует о накап-ливающихся проблемах, которые требуют безотлагательных решений в разви-тии, реконструкции и техническом перевооружении электрических сетей, со-вершенствовании методов и средств их эксплуатации и управления, в повыше-нии точности учета электроэнергии, эффективности сбора денежных средств за поставленную потребителям электроэнергию и т.п.
Основным и наиболее перспективным решением проблем является разра-ботка, создание и широкое применение автоматизированных систем контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ), в том числе для бытовых потребителей, тесная интеграция этих систем с программным и техническим обеспечением автомати-зированных систем диспетчерского управления (АСДУ), обеспечение АСКУЭ и АСДУ надежными каналами связи и передачи информации, метрологическая аттестация АСКУЭ.

1.2. Автоматизированные системы коммерческого учета электрической энергии бытовых потребителей

Относительно низкое энергопотребление среднего российского бытового абонента, малый удельный вес «быта» в энергобалансе страны, практическое отсутствие технического обслуживания внутридомовых сетей и их незащищен-ность от проявлений вандализма, низкие тарифы для населения – делали до по-следнего времени экономически нецелесообразным простой перенос АСКУЭ промышленных предприятий даже в многоквартирные городские дома, не го-воря уже о сельской местности. При существующих тарифах и перекрестном субсидировании они просто не окупали себя в разумные сроки.
Так как в энергобалансе России доля бытового электропотребления до послед-него времени не превышала 12% в кВт•часах и 3–4% в рублевом исчислении, то сбору платы за электроэнергию, потребленную на бытовые нужды, не уделялось большого внимания, и он до сих пор осуществляется по принципу самооб-служивания.
После ликвидации существующего в России перекрестного субсидирова-ния и доведения тарифов на электроэнергию для бытовых потребителей до уровня себестоимости ее производства доля их платежей в балансе доходов сбытовых компаний существенно увеличится. Одновременно обострятся про-блемы неплатежей и воровства электроэнергии. Мировой опыт свидетельствует, что если «быт» приносит более 20% доходов, то энергокомпании вынуждены принимать специальные меры по повышению уровня собираемости платежей от населения. Например, организовывать дистанционное автоматизированное снятие показаний со счетчиков, автоматизировать выписку счетов и т.д. В среднем по России доля платежей населения в суммарном доходе отечествен-ных энергокомпаний в ближайшие 5 лет вряд ли превысит 15%. Однако в неко-торых регионах эта доля уже приближается к критической, что, безусловно, приведет к отмене системы самообслуживания и заставит местные энергосбы-товые компании заниматься выпиской счетов бытовым потребителям. Способ-ствует этому и тот факт, что наиболее крупные промышленные потребители уходят на оптовый рынок электроэнергии, что резко увеличивает долю бытовых и мелкомоторных потребителей в распределительных компаниях.


1.2.1. Основные проблемы работы с потребителями электрической энергии бытового сектора

Опишем основные проблемы, которые непременно возникнут, когда энергосбытовые компании вплотную займутся работой с бытовыми потребите-лями.
Переход к периодическому (ежемесячному или ежеквартальному) массо-вому списанию показаний счетчиков контролерами энергосбытовых компаний резко обострит проблему попадания самих контролеров к местам установки счетчиков, не говоря уже о многократном увеличении численности контроле-ров. Становится актуальной организация дистанционного считывания показаний счетчиков.
При организации массового списания показаний счетчиков контролерами необходимо будет свести к минимуму искажение показаний счетчиков самими контролерами в результате самопроизвольных ошибок или преднамеренных действий. В качестве альтернативы следует рассматривать возможность осна-щения счетчиков устройствами для считывания с них показаний на машинные носители информации, а самих контролеров – переносными пультами для осу-ществления такого считывания. При доведении уровня тарифов на электро-энергию для населения до фактической ее стоимости произойдет повышение тарифов в 2–3 раза. Для смягчения нежелательных социальных последствий неизбежно придется вводить новые виды тарифов (блочные или ступенчатые – когда стоимость электроэнергии зависит от объема ее потребления, дифферен-цированные по зонам суток и дням недели и т.п.) и новые системы оплаты за электроэнергию (например, система предоплаты).
Однако если исходить из необходимости строгого соблюдения положений действующего ГК РФ и ФЗ «О конкуренции и ограничении монополистической деятельности на товарных рынках» и «О защите прав потребителей», потребитель сам должен выбирать наиболее выгодный для него тариф (как это делается в большинстве стран с развитой рыночной экономикой). Это неизбеж-но приведет к появлению в одном многоквартирном доме нескольких различ-ных типов приборов учета и аппаратуры АСКУЭ, что значительно усложнит и удорожит эксплуатацию этих дорогостоящих устройств, обострит вопрос об их сохранности в этажных щитках, а в отдельных случаях потребует нестандарт-ных решений по их размещению, когда они не будут вписываться в стандартные щитки.
Каждый раз, когда потребитель захочет поменять свою тарифную систе-му, необходимо будет демонтировать у него старые приборы и устанавливать новые. Для ликвидации возникающих при этом трудностей необходимо вносить соответствующие изменения и дополнения в нормы проектирования и другие научно технический документации.
Массовая выписка счетов для многочисленных бытовых потребителей и необходимость исключения неизбежно возникающих при этом ошибок потре-буют максимальной автоматизации процесса.

 

1.3. АСКУЭ бытовых потребителей за рубежом

Во многих странах с развитой рыночной экономикой все ранее перечис-ленные проблемы энергосбытовых организаций решаются путем внедрения АСКУЭ у бытовых потребителей (АСКУЭ БП).
В мировой практике подобные системы имеют обозначение «AMR systems» (Automatic Meter Reading – система автоматического считывания пока-заний счетчиков). Почти все ведущие производители счетчиков много лет рабо-тали над созданием простых, надежных и дешевых систем для бытовых потре-бителей. При разработке таких систем соблюдались два основных подхода: система должна быть окупаемой и обеспечивать повышенную надежность функционирования. В настоящее время такие системы созданы, производятся серийно и широко внедряются во многих странах.
Наряду с пионерами и мировыми лидерами в области использования AMR – США, Канадой, Японией, Францией, Израилем, Германией, Швейцарией и Италией – появилось несколько стран с развивающейся экономикой, верящих в перспективу AMR, например, Украина и Бразилия.
В настоящее время наиболее общепринятой техникой связи AMR во всем мире является радиосвязь, а за ней следует технология связи PLC (Power Line Communication – связь по низковольтной сети). При этом в Америке приоритет имеет радиосвязь, а в других странах в большинстве случаев – PLC. Широкое применение PLC неудивительно, ведь для технологии AMR необходимы пло-щади покрытия, близкие к 100%, чтобы достигнуть каждого дома или предпри-ятия. Во многих странах единственная среда связи, которая удовлетворяет это-му требованию,– электрический сетевой провод. Технические решения, исполь-зуемые в системах AMR на базе PLC-технологии, позволяют:
• сохранить у большинства потребителей дешевые однотарифные электронные счетчики или даже счетчики индукционной системы при условии встраивания в них адаптеров импульсов с передачей данных от них по силовой сети в групповые устройства сбора данных;
• внедрять у каждого потребителя любые тарифные системы, изменяя только программное обеспечение в устройстве сбора данных, без монтажных работ и замены счетчиков;
• списывать показания счетчиков по многоквартирному дому за несколько се-кунд дистанционно – не входя в помещения, где они установлены. При этом сами контролеры лишаются возможности изменять показания счетчиков;
• выявлять хищения электроэнергии, сигнализировать об этом и даже дистан-ционно отключать неплательщиков.
Системы с передачей информации по силовой сети универсальны и мно-гофункциональны, так как наравне с обработкой информации о потреблении различных видов энергетических ресурсов (тепла, газа, горячей и холодной во-ды) могут быть легко дополнены и другими функциями, например охранно-пожарной сигнализацией. Это только повышает их эффективность и снижает сроки окупаемости. На постсоветском пространстве в 2005 году разработан проект «Правил приборного учета электроэнергии в Республике Беларусь», ко-торый содержит специальный раздел «Учет активной электроэнергии в жилищ-но-коммунальном хозяйстве и непромышленной сфере», предписывающий по-требителям энергии в этих сферах осуществлять учет «в рамках соответствую-щих АСКУЭ-быт коммерческого учета электроэнергии, реализуемых согласно общим требованиям настоящих Правил». Правила рекомендуют «в качестве каналов связи нижнего уровня (от счетчиков к УСПД) использовать готовую общедомовую питающую электрическую сеть напряжением 0,4 кВ», то есть использование PLC-технологии.

1.3.1. Система TELEGESTORE

Наиболее яркий пример комплексного решения проблем организации учета электроэнергии у бытовых потребителей в Европе имеется в Италии. Компания Enel, монополист в области энергосбытовой деятельности в этой стране, запланировала массовую замену 30 миллионов устаревших индукцион-ных счетчиков на специально разработанные электронные счетчики, объеди-ненные по силовой сети в единую систему дистанционного управления або-нентской сетью – TELEGESTORE. Реализация проекта началась в июне 2000 г.
Система состоит из трех основных частей: дистанционной системы учета, системы управления абонентами и потенциальной системы предоставления до-полнительных оплачиваемых услуг. В качестве коммуникационной среды для передачи информации используется распределительная сеть низкого напряже-ния (PLC-технология), а также телекоммуникационная сеть общего пользова-ния. Архитектура системы приведена на рис.1.
Электронный счетчик объединяет в себе функции прибора учета, преры-вателя цепи и устройства связи с каналом распределительной сети (DLC). Счетчик измеряет активную и реактивную энергию, разработан с учетом меж-дународных стандартов (CEN 61036, CEN 61268) и имеет следующие основные параметры: класс точности – 1, диапазон токов 5–40 А или 5–50 А, срок службы 15 лет.
Концентратор, установленный почти на каждой трансформаторной под-станции 20;10/0,4 кВ, способен управлять передачей информации как в цен-тральную систему, так и в электронные счетчики.
Концентратор опрашивает электронные счетчики по принципу «master–slave» (главный – подчиненный). Связь между концентратором и счетчиком осуществляется по сети DLC, CENELEC 82 кГц (первичная несущая частота) или 75 кГц (вторичная несущая частота). Эти частоты зарезервированы в Ита-лии для энергокомпаний. Модемы, установленные на ТП, передают данные, со-бранные концентратором, в центральную систему по телекоммуникационной сети (GSM, ISDN и т.д.) с использованием протокола TCP/IP. Центральная сис-тема (AMM) собирает и отправляет данные от/на концентраторы и управляет системой.
Операционный центр управляет вводом данных измерений и контрактными операциями с клиентами.
Основные характеристики TELEGESTORE:
• управление активной и реактивной энергией;
• функции AMR;
• функции управления контрактами по времени использования, времени года;
• дистанционное подключение/отключение потребителей;
• определение случаев мошенничества и взлома;
• информирование потребителя;
• возможность предварительной оплаты (без карточки);
• управление максимальной нагрузкой;
• управление сетью низкого напряжения;
• управление уровнем обслуживания индивидуального потребителя;
• потенциальная возможность предоставления дополнительных оплачиваемых услуг.
Архитектура системы TELEGESTORE:
• MV – среднее напряжение;
• LV – низкое напряжение;
• CIS – система сервисного информирования клиентов;
• АММ – автоматическая система управления счетчиками;
• DLC – распределительная коммуникационная сеть по силовым проводам.
Представим графическое изображение архитектуры системы TELEGESTORE (см. рис. 1.1).

Рис. 1.1. Архитектура системы TELEGESTORE
Внедрение проекта TELEGESTORE будет выгодным как для компании Enel, так и для ее потребителей, а также для всей энергосистемы Италии. По-требители получат более высокий уровень услуг в части эффективности рас-пределения, продажи и учета, а также возможность использовать дифференци-рованные, а значит, более низкие тарифы.
В нынешнем году, когда вся система будет развернута, размер экономии в пределах страны достигнет суммы более 400 миллионов евро в год. Дистанци-онная система управления учетом компании Enel становится эталоном в мире, с которым неизбежно будут сравнивать все последующие аналогичные проекты. Проект может быть назван одним из самых интересных, амбициозных и инно-вационных промышленных проектов за последние несколько лет в электро-энергетическом бизнесе. Компания Enel имеет серьезные намерения по распро-странению системы в другие страны. Представители более 80 энергокомпаний мира уже проявили интерес к системе TELEGESTORE.

1.3.2. Итальянская оптимизированная система дистанционного снятия данных и телеуправления по силовой сети — MITOS (Meter Integrated Telemanagement Optimised System)

Центром разработки систем дистанционного телеуправления энергопо-треблением и за¬водом фирмы «Шлюмберже», расположен¬ных в г. Милане (Италия), разработана и се¬рийно выпускается оптимизированная систе¬ма дис-танционного снятия данных и телеуп¬равления по силовой сети — MITOS (Meter Integrated Telemanagement Optimised System), представляющая собой новейший комплекс технических средств для энергосбытовых организаций, автома-тизирующих их работу с бытовыми потребителями электроэнергии.
При разработке системы MITOS использо¬вались два основных подхода: система долж¬на быть окупаемой и обеспечивать повышен¬ную надежность функционирования. Она от¬вечает этим требованиям, представляя собой за-конченный ряд устройств модульной конст¬рукции, приспосабливаемых под конкретные нужды энергосбытовой организации.
Система обеспечивает двусторонний обмен данными по проводам элек-трической сети низкого напряжения (на одной ступени транс¬формации) между традиционными индукци¬онными одно- и трехфазными счетчиками одно- и двухтарифной системы, дополненных специальными электронными компонен-тами, и элементами системы. Компоненты системы встраиваются в корпуса счетчиков только из¬готовления фирмы «Шлюмберже». Помимо дистанционно-го снятия показаний система обеспечивает такие функции, как выявление хи-щений электроэнергии, дистанционное от¬ключение и подключение абонента, подклю¬чение тарифов, управление энергопотребле¬нием абонента и т.п. Все элементы системы могут быть переконфигурированы дистанци¬онно. Модуль-ность системы позволяет опти¬мизировать ее архитектуру, обеспечивая наи-меньшие расходы при установке и эксплуата¬ции.
Обозначим варианты построения системы, удов¬летворяющие различным нуждам пользова¬теля:
1) Централизованная архитектура, для гус¬тонаселенных районов
Включает в себя установленные в корпу¬сах счетчиков интерфейсные мо-дули, один концентратор на каждый распределительный трансформатор и цен-тральное оборудование. Централизованная архитектура позволяет энергосбы-товой организации управлять рабо¬той всей системы с центрального пункта, из-бегая необходимости нанесения визита в жи¬лище абонента и к местам установки концен¬траторов.
2) Полуцентрализованная архитектура, бо¬лее удобная для работы с ком-мерческими або¬нентами (мелкомоторная группа). Может слу¬жить основой для создания полной системы телеуправления.
Включая в себя установленные в корпусах счетчиков интерфейсные мо-дули, необходи¬мую инфраструктуру (один концентратор на каждый распреде-лительный трансформатор). Функции управления и конфигурирования выпол-няются специальной программой пор¬тативного компьютера, соединенного с пос¬ледовательным портом концентратора.
Полуцентрализованная архитектура позво¬ляет энергосбытовой организа-ции произво¬дить измерения, минимизируя расходы на цен¬тральное оборудова-ние, избегая необходимо¬сти нанесения визита в жилище абонента и посещая только места установки концентра¬торов с портативным компьютером.
3) Децентрализованная архитектура, разрабо¬танная для применения в местах с низкой плотностью счетчиков электроэнергии.
Включает в себя установленные в корпу¬сах счетчиков интерфейсные мо-дули и приставки. Функции управления и конфигуриро¬вания выполняются спе-циальной программой портативного компьютера, соединенного с помощью специального интерфейса с любой доступной точкой электрической сети (под-ключение через любую розетку в той сети), где имеются счетчики, снабженные интерфей¬сными модулями.
Децентрализованная архитектура позволя¬ет производить дистанционное снятие показа¬ний счетчиков и управление энергопотребле¬нием, решая проблему доступа в жилища або¬нентов.

1.3.3. Израильская система управления потреблением электроэнергии EPSM (фирмы «POWERCOM»)

Израильская компания «POWERCOM» — занимается об¬служиванием высокими технологиями, как во¬енного, так и гражданского потребительско¬го рынка по всему миру.
Разработанная ею система EPSM (система контроля и управления элек-троснабжением) дает возможность энергосбытовым организа¬циям решить зада-чи автоматического считы¬вания показаний счетчиков, управлению на¬грузкой, обнаружению несанкционированно¬го потребления энергии и внедрению схем многотарифной оплаты энергии у потребите¬лей, оснащенных простейшими од-нотариф¬ными счетчиками индукционной системы.
Структурная организация системы EPSM аналогична структуре центра-лизованной си¬стемы итальянского «МИТОСА», так как она состоит из тех же составных частей: централь¬ного компьютера (ЦК), концентратора (КР) и блока дистанционного управления счетчиком (ДУ). По особому заказу в случае необ-хо¬димости система может быть дополнена бло¬ком отключения нагрузки.
Блоки дистанционного управления счетчи¬ками (БДУ) приспособлены к совместной ра¬боте с существующими электромеханически¬ми счетчиками. Счи-тываются показания, эти данные заносятся в ЗУ и затем передают¬ся в концен-тратор по имеющимся проводам электросети с использованием специальных (PLC) модемов. Передача информации по про¬водам электросети основана на технологии широкополосной связи, которая была специ¬ально разработана для военных целей, чтобы обеспечивать надежную связь в условиях большой на-сыщенности электронными поме¬хами. БДУ принимает от концентратора ко-манды, такие, как изменение тарифного пе¬риода, цены на энергию, установку часов, отключение или включение квартирной сети или предварительно задан-ных нагрузок.
Центральный компьютер собирает инфор¬мацию от всех концентраторов и передает данные о периодах потребления энергии и объеме потребленной энер-гии на компьютер энергосбытовой компании по линиям город¬ской телефонной сети, по радио или линиям сотовой системы передачи цифровой инфор¬мации (пейджерная связь).
Система осуществляет следующие функции:
• накопление данных по потреблению энергии в различные тарифные зоны су-ток;
• отключение потребителя;
• обнаружение хищений энергии;
• регистрация потребления по каждой фазе;
• прибор диагностики;
• гибкая автоматическая установка пути связи;
• автоматическая установка связи.
Накопление данных по потреблению энер¬гии в различные тарифные зоны суток означает, что показания квалифицируются в зависимости от периода пользования энерги¬ей и позволяет применять многотарифный метод оплаты, при котором каждому периоду времени соответствует определенный тариф. В системе применяют различные тарифы в за¬висимости от дня недели (рабочие или нера¬бочие дни), вида потребителя (промышлен¬ный или бытовой) и т.п. Та-рифы могут ме¬няться с учетом инфляции или других изме¬нениях политики цен. Таблицы тарифов вне¬дряются в систему оператором центрального компьютера. В центральном компьютере на¬ходятся и главные часы системы, которые син-хронизируют работу всех остальных эле¬ментов.
Данные по потреблению подсчитываются и формируются в блоки каждые 5 минут.

1.3.4. Швейцарская система управления потреблением электроэнергии DATAGIR AMDES (фирмы «LANDIS & GYR»)

В швейцарском городе Цуг на заводе фир¬мы «Ландис и Гир» начато про-изводство сис¬темы DATAGIR AMDES (Automatic Meter Data Exchange System — автоматизированная сис¬тема обмена счетными данными) с двусторон¬ней пе-редачей информации по силовой сети, аналогичной системам «МИТОС» и «POWERCOM».
Система может:
• переключать тарифы;
• управлять нагрузкой;
• дистанционно считывать показания счет¬чиков;
• сигнализировать о происходящих собы¬тиях.
Возможно совместное оперативное управ¬ление для предприятий, обеспе-чивающих по¬ставку электроэнергии, газа, вода и тепла.
Система включает в себя устройства пере¬дачи данных со счетчиков в точках учета и управления, расположенных по всей силовой сети одной ступени трансформации (0,4 кВ). Эти устройства используют сеть 0,4 кВ для передачи данных в региональные кон¬центраторы, которые, в свою очередь, передают данные различными способами (по телефонным линиям, радиоканалам, сети ли-ний ВН) на центральную станцию. Центральная станция рассылает информацию обеспечивая двустороннюю систему передачи данных.



1.4. АСКУЭ бытовых потребителей в России

В России имеется около 10 отечественных разработок систем АСКУЭ БП с использованием PLC-технологии. Наиболее известные из них производятся на Московском заводе электроизмерительных приборов (МЗЭП) и в ИАЦ НТИ «Континиум» (Москва). Десятки уже внедренных пилотных проектов подтвер-ждают их работоспособность и эффективность в повышении сбора платежей. Они сертифицированы Госстандартом и внесены в Госреестр измерительных средств. При уровне тарифов для населения 80–90 коп./кВт•час срок окупаемо-сти данных систем у нас составляет, как и в Италии, 3–4 года при капиталовло-жениях на точку учета (один счетчик) не более 75–100 долларов США. Эти за-траты сопоставимы с затратами на внедрение двухтарифной системы учета с использованием «интеллектуальных» счетчиков, очень популярной во многих регионах России. Однако отметим, что такая система является закрытой, с ог-раниченными возможностями, а системы, основанные на использовании PLC-технологии, многофункциональны и открыты для постоянного функционально-го наращивания. Они могут быть легко интегрированы в системы диспетчер-ского управления жилищным хозяйством, получающие всё более широкое раз-витие в отдельных городах России. Самым крупным российским проектом в этой области, реализующимся сегодня, является проект в г. Хабаровске. По инициативе администрации края и ОАО «Хабаровскэнерго» создается автома-тизированная система учета потребления электроэнергии бытовыми потребите-лями. Система построена на базе технических средств сбора данных по силовой сети 0,4 кВ фирмы «Континиум» от специально модернизированных для этих целей электронных однофазных счетчиков завода МЗЭП. Проектирование, монтаж и наладка осуществляются хабаровским филиалом ЗАО «Энерготест-контроль». Проект финансируется через тарифную составляющую и имеет срок проектной окупаемости 4 года.


1.4.1. Системы МЗЭП и фирмы «Континиум»

АСКУЭ бытовых потребителей МЗЭП («ЭМОС-МЗЭП») и фирмы «Кон-тиниум» («АСКУЭР «Континиум») имеют общую функциональную схему (рис. 2). Они представляют собой измерительно-вычислительные комплексы для удаленного сбора импульсов с телеметрических выходов счетчиков электро-энергии, холодной и горячей воды, газа, преобразования собранной информации в цифровую форму (поименованную величину) для ее хранения, привязки к астрономическому времени и передачи по цифровым каналам связи. Это может быть электросеть 0,4 кВ, как в вышеупомянутом случае, или телефонная, или какая-либо другая линия. Сбор информации и передача команд управления осуществляются:
• в пределах объектов, питающихся от одной трансформаторной подстанции, – по кабельным и домовым электросетям 0,4 кВ;
• в пределах территории коммунальной службы или другой административно-территориальной единицы выбор системы передачи информации определяется по желанию заказчика (электросеть, телефонный канал, выделенная линия, радиоканал или с участием человека посредством ноутбука);
• на уровне города – по высокоскоростным каналам связи;
• оперативная обработка информации осуществляется компьютерами, установ-ленными в помещении оперативно-диспетчерской службы каждого района и в диспетчерских службах поставщиков энергоресурсов.
Системы могут применяться энергокомпаниями и местными электросе-тями, муниципальными коммунальными предприятиями, а также компаниями и предприятиями, обслуживающими жилищные кооперативы, кондоминиумы, дачные и коттеджные поселки. Поскольку для функционирования системы не требуется создания каких-либо «каркасных» информационных магистралей, в основу архитектуры такой сети положена «кластерная» технология. Кластером называется группа потребителей, имеющих канал связи с центральной диспет-черской. Внедрение системы может начинаться со сколь угодно малого функ-ционально полного фрагмента сети (например, дома, группы домов, микрорай-она и т.д.). Развитие и наращивание мощности до максимального расчетного объема производится в дальнейшем только за счет монтажа периферийных уст-ройств в квартирах и установки дополнительных компьютеров в центральную диспетчерскую без нарушения нормального функционирования ранее установ-ленной части системы (см. рис. 1.2).

 

Рис. 1.2. Обобщенная функциональная схема по автоматизированному дистан-ционному снятию показаний счетчиков электроэнергии



1.4.2. Состав и принцип работы

В состав АСКУЭ БП входят следующие устройства:
• счетчики электроэнергии с функцией хранения в энергонезависимой памяти промежуточных значений вычислений, что важно для обеспечения сходимости данных измерения счетчика и системы;
• устройства сбора и передачи данных (УСПД), выполненные в виде многока-нальных электросетевых модемов (ЭСМ) с интерфейсным модулем и кон-троллером счетчиков, – для считывания, запоминания и передачи по электро-сети в локальный блок сбора данных показаний приборов учета;
• локальные блоки сбора данных (ЛБСД), служащие для управления работой электросетевых модемов, считывания из них показаний приборов учета, их накопления и передачи в центральную диспетчерскую, синхронизации «часов» автономных блоков;
• в компьютере центральной диспетчерской (ЦД) осуществляется обработка показаний приборов учета, расчет суммы платежа за потребленные ресурсы, учет социального статуса потребителя, поддержка мультитарифного регули-рования, выписывание счетов.
Телеметрический выход счетчика электроэнергии подключен с помощью телеметрического кабеля к входу интерфейсного модуля многоканального электросетевого модема, устанавливаемого в этажном щитке. В электросетевых модемах телеметрическая информация интегрируется, показания привязываются ко времени и фиксируются в энергонезависимой памяти в соответствии с за-данной извне программой.
Для передачи в ЛБСД первичная телеметрическая информация преобра-зуется в ЭСМ в вид, обеспечивающий ее передачу без потери и искажений по электросети. ЛБСД представляет собой автономный модуль с несколькими уст-ройствами для приема и передачи информации. К каждой из трех фаз силовой электропроводки ЛБСД подключен с помощью трех встроенных ЭСМ. Уста-навливается ЛБСД либо в трансформаторной подстанции, либо на вводе в зда-ние.
ЛБСД через последовательный интерфейс и телефонный модем передает данные по коммутируемой или выделенной линии на компьютер ЦД. Для де-централизованных систем считывание первичной информации осуществляется непосредственно из ЛБСД с помощью переносного носителя информации, на-пример ноутбука, подключаемого к ЛБСД. Один ЛБСД обслуживает до 2048 счетчиков. Центральная диспетчерская представляет собой аппаратно-программный комплекс регистрации, обработки и отображения информации о потребляемых ресурсах. Логически программное обеспечение ЦД делится на две части: это оперативная связь с ЛБСД и обработка собранной информации. Вся информация, необходимая при работе программы, и информация, предна-значенная для передачи в ЛБСД, хранится в базе данных.
При обработке собранной информации программное обеспечение цен-тральной диспетчерской реализует следующие функции:
• выписка счетов;
• печатание счетов для каждой квартиры;
• обоснование счетов;
• сведение баланса по балансным группам;
• формирование сводной таблицы потребления за текущий и предшествующие периоды.
Для защиты метрологических характеристик системы от несанкциониро-ванных изменений (корректировок) предусмотрены шифрование информации и многоступенчатый доступ к текущим данным и параметрам.
После глубокого анализа систем «ЭМОС-МЗЭП» и «АСКУЭР «Континиум» можно сделать следующие выводы. Более дешевая, но менее помехозащищен-ная система ИС «ЭМОС-МЗЭП» не гарантирует поддержание постоянной двухсторонней связи между счетчиком и УСПД, но при этом обеспечивает еже-суточное дистанционное считывание показаний счетчиков в ночное время и быстрое изменение тарифов у любого абонента путем перепрограммирования без замены счетчика, что вполне соответствует требованиям сегодняшнего дня.
«АСКУЭР «Континиум» дороже, но является более помехозащищенной, обес-печивает устойчивую двухстороннюю связь между счетчиком и УСПД. Это, в дополнение к функциям, аналогичным «ЭМОС-МЗЭП», обеспечивает в даль-нейшем возможность наращивания ее функций до уровня, превышающего даже уровень TELEGESTORE.
Кроме описанных систем, собственные разработки и внедренные пилотные проекты в этой области имеют ЛЭМЗ (Санкт-Петербург), ООО «Фирма ИНКОТЕКС» (Москва), Мытищинский электротехнический завод и ряд других предприятий.

1.4.3. Отечественные проблемы

Создание в России АСКУЭ БП, подобных итальянской системе TELEGESTORE, актуально по целому ряду причин:
• в России, так же как и в Италии, идут процессы либерализации рынка элек-троэнергии;
• перед российскими энергетиками также стоит вопрос о том, на какие именно электронные счетчики следует заменять устаревшие индукционные счетчики класса 2,5;
• после ликвидации существующего в России перекрестного субсидирования и неизбежного отказа от системы самообслуживания перед российскими энер-гетиками обязательно встанут проблемы минимизации собственных затрат на снятие показаний счетчиков и выписку счетов потребителям, а также пробле-мы заключения с каждым бытовым потребителем персонального договора на условия поставки электроэнергии;
• многочисленные создаваемые сбытовые организации в условиях реструктури-зации и жесткой конкуренции смогут экономически выжить, только предлагая своим потребителям гибкие взаимовыгодные тарифные системы, дифферен-цированные как по уровням потребления (блочные тарифы), так и по времени. Системы, подобные TELEGESTORE, помогут внедрять любые тарифные сис-темы с наименьшими затратами.
Во внедряемой в Италии системе учета подкупает глубокая продуман-ность и планомерность внедрения проекта, а также обширный комплекс решае-мых системой учета проблем.
К сожалению, ничего подобного в России не происходит. В нашей стране отсутствует структура, координирующая техническую политику в области учета энергосбытовых организаций на розничном рынке электроэнергии. Следствием такого положения является то, что каждый регион России в этой сфере пытается идти своим путем, без необходимых ориентиров, что в конечном счете приведет к массе ошибок и огромному перерасходу средств.
Способствует этому также и то, что российские разработчики наиболее пер-спективных отечественных автоматизированных систем учета бытовых потре-бителей с использованием PLC-технологии разрознены и их разработки недос-таточно финансируются. Надежды на то, что РАО «ЕЭС России» в ближайшее время создаст организацию, координирующую деятельность энергосбытовых организаций, не оправдываются. Представляется наиболее целесообразным в сложившейся ситуации, чтобы эту роль взяло на себя НП «АСКУЭ», объеди-няющее в своих рядах ведущих отечественных производителей технических средств учета, во взаимодействии с ассоциациями энергоменеджеров и регио-нальных энергетических комиссий, или ассоциация потенциальных пользовате-лей АСКУЭ бытовых потребителей, например, «Роскоммун-энерго».
В настоящее время, по глубокому убеждению автора, автоматизация приборно-го учета электроэнергии у бытовых и мелкомоторных российских потребителей – не роскошь, а насущная, экономически оправданная необходимость.


1.5. Автоматизированные системы коммерческого учета электрической энергии промышленных потребителей

В России и за рубежом у промышленных потре¬бителей для автоматизации измерения, сбора, пред¬варительной обработки, хранения и выдачи в кана¬лы связи и передачи по ним данных об электроэнер¬гии и мощности на уровни иерархии управления АСКУЭ используются следующие технические сред¬ства:
• индукционные и электронные трехфазные счетчики активной и реактивной электроэнергии, доукомплектованные или имеющие встроенные (электронные счетчики) специальные датчики им¬пульсов;
• информационно-измерительные системы (ИИС) и устройства сбора данных (УСД), обеспе¬чивающие сбор, обработку, накопление, хранение и передачу через каналы связи на верхний уровень управления информации о расходе электроэнергии и мощности в контролируемых точках;
• технические средства системы сбора и переда¬чи информации от ИИС до средств обработки ин¬формации, включая каналы связи, модемы, устрой¬ства коммутации сигналов и т.д.
Как отмечалось выше, автоматизация получения информации для ком-мерческого учета выработки и потребления электроэнергии и мощности может быть обеспечена только по данным счетчиков (индукци¬онных или электрон-ных), информация с которых в виде импульсов должна поступать в специальные ус¬тройства, обеспечивающие сбор, обработку, хране¬ние, отображение и передачу обработанной инфор¬мации по каналам связи на верхние уровни управле¬ния.
В целом такие устройства, выполненные на базе современной микропро-цессорной техники, получи¬ли название информационно-измерительных систем (ИИС) и устройств сбора данных (УСД). Все виды ИИС и УСД проходят мет-рологическую аттестацию и приемку органами Госстандарта, как средства ком-мерческого учета электроэнергии, и имеют защиту от несанкционированного доступа.
Кроме необходимых вычислительных функций и функций архивирования данных, ИИС, как прави¬ло, могут выполнять также функции управления на-грузкой путем сигнализации и переключении. На базе современных ИИС и УСД могут образовываться локальные и многоуровневые автоматизированные системы контроля, учета и управления электропот¬реблением (АСКУЭ), которые предполагают нали¬чие центральной вычислительной системы, распо¬ложенной на пункте управления и периодически оп¬рашивающей по каналам связи периферийные сис¬темы, расположенные на контролируемых объектах.

1.5.1. Требования к учету, контролю и управлению потреблением энерго-ресурсов на промышленном предприятии

С точки зрения учета, контроля и управления энергопотреблением сло-жившаяся типовая схема промышленного предприятия включает в себя струк-турно и технологически связанные производства, цехи, участки, станки и обо-рудование, объекты непроизводственной сферы и другие. Первый шаг в эконо-мии энергоресурсов и финансовых средств на их оплату – внедрение современ-ного и высокоточного учета на границе раздела балансовой принадлежности для обеспечения финансовых расчетов с поставщиком энергоресурсов. Главным же решением проблемы энергосбережения на промышленном предприятии является внедрение разветвленной по всей иерархии предприятия автоматизи-рованной системы учета, контроля и управления потреблением электроэнергией вплоть до рабочего места или токоприемника.

1.5.2. Принцип создания АСКУЭ промышленных предприятий

Современные принципы создания АСКУЭ промышленных предприятий достаточно четко разграничивает понятие коммерческого учета и технического учета.
Коммерческий учет является обязательным по закону. Основным назна-чением такого учета можно сформулировать как обеспечение взаимных финан-совых расчетов с поставщиком энергоресурсов. Количество точек контроля на границе раздела балансовой принадлежности, как правило ограничено и оп-ределяется числом вводов энергоресурсов. Номенклатура измеряемых парамет-ров в точке контроля ограничено параметрами, определяющими финансовые расчеты с поставщиком энергоресурсов. Самым главным требованием к ком-мерческому учета можно назвать высокоточный учет электроэнергии на границе балансовой принадлежности. Система коммерческого учета должна обязательно включаться в Государственный реестр средств измерений, обеспечиваться средствами защиты информации на уровне, близком к банковскому (ис-ключающими несанкционированное вмешательство в ее функционирование). В итоге все это обуславливает высокую стоимость одной точки учета.
Технический учет не является обязательным по закону. Его основное на-значение является учет, контроль и управление потреблением электроэнергией по всей иерархии предприятия. Количество точек контроля определяется всей иерархией предприятия и стоимости одной точки учета ( чем ниже стоимость, тем выше экономически допустимый уровень детализации учета, контроля и управления вплоть до отдельного места).
Система технического учета должна обеспечивать контроль несанкцио-нированного энергопотребления, сигнализацию о перетоках, передаварийных и аварийных ситуациях на низковольтных линиях предприятия.
Таким образом, система технического учета должна пронизывать про-мышленное предприятие сверху донизу и обеспечивать учет, контроль и управ-ление потреблением по всей его иерархии, а система коммерческого учета фак-тически проводить итоги энергопотребления предприятии.
В совокупности автоматизированные системы коммерческого и техниче-ского учета должны обеспечить измерение с заданной точностью параметров энергоресурсов и круглосуточный контроль за их расходованием. А на основе этой информации осуществлять оперативное, эффективное управление энерго-потреблением.

1.5.3. Современные технические и программные средства АСКУЭ

В настоящее время актуальность создания в энергосистемах и их объеди-нениях автоматизированных систем коммерческого учета и контроля электро-энергии и мощности (АСКУЭ) уже ни у кого не вызывает сомнения. Работы в этом направлении ведутся практически во всех энергосистемах и ОЭС. Основой интегрированных АСКЭ АО-энерго являются системы АСКУЭ энергетических объектов, расположенных на территории АО-энерго, - электростанций, под-станций, промпредприятий. Именно в АСКУЭ объектов формируется и переда-ется на вышестоящие уровни управления (в центры сбора и обработки инфор-мации АСКУЭ) вся исходная информация по электроэнергии и мощности, не-обходимая ФОРЭМ и РРЭМ и именно от программно технических средств АС-КУЭ объектов в основном зависит правильность и эффективность работы ин-тегрированной АСКУЭ в целом.
Технические средства АСКУЭ объектов включают:
• электросчетчики, оборудованные числоимпульсными и (или) цифровыми ин-терфейсами;
• устройства (контроллеры) сбора и передачи данных (УСПД);
• средства передачи информации по каналам связи (модемы);
• средства вычислительной техники (персональные ЭВМ).
В настоящее время заводы и предприятия Российской федерации произ-водят широкую гамму трехфазных электронных и микропроцессорных элек-тросчетчиков (индукционные и однофазные электросчетчики, а также класса ниже 1,0 здесь не рассматриваются), позволяющих их использовать в системах АСКУЭ. Основными изготовителями являются:
Концерн Энергомера (г. Ставрополь) выпускает электронные электро-счетчики активной электроэнергии в одном и двух направлениях кл. 0,2 (ЦЭ6808В), кл. 0,5 (ЦЭ6805В), кл. 1,0 (Ф68700В) и микропроцессорные ЦЭ6822,ЦЭ6823, ЦЭ6850 класса 0,5 и 1,0. Электронные электросчетчики имеют числоимпульсный, а микропроцессорные - еще и цифровой интерфейс.
СП АББ-ВЭИ "Метроника" (г. Москва) выпускает многофункциональные микропроцессорные электросчетчики серий АЛЬФА, А2 АЛЬФА Плюс, Евро-АЛЬФА кл. 0.2S, 0,5S, 1,0. Все они имеют числоимпульсный и цифровые (ИРПС, RS-232, RS-485) интерфейсы.
Мытищинский электротехнический завод (Московская обл.) производит электронные электросчетчики ПСЧ-4, СЭТА-1 кл. 0,5, СЭТА-1 и СЭТР-1 кл. 1,0, снабженные числоимпульсным интерфейсом.
Нижегородский завод им. Фрунзе производит электронные электросчет-чики ПСЧ-4ПА, ПСЧ-4-1 кл. 0,5 с числоимпульсным интерфейсом и микропро-цессорные электросчетчики ПСЧ-4ТА, СЭТ-4ТМ кл.0,5 с числоимпульсным и цифровым интерфейсом (RS-485).
Государственный Рязанский приборный завод выпускает электронные электросчетчики СЭТ3а-01, СЭТ3а-01П кл. 0,5;1,0; СЭТ3р-01-09 кл.1- послед-ний для измерения активной и реактивной электроэнергии в одном корпусе. Все электросчетчики имеют числоимпульсный интерфейс с двумя гальванически развязанными выходами.
Все выпускаемые заводами микропроцессорные электросчетчики имеют встроенные часы и память для запоминания графика мощности и других пара-метров и позволяют вести многотарифный учет.
Таким образом, можно отметить, что Российские производители электро-счетчиков полностью удовлетворяют спрос систем АСКУЭ как по классам точ-ности, так и по своим функциональным и техническим возможностям.
К недостаткам следует отнести отсутствие унификации протоколов и циклов доступа к информации микропроцессорных электросчетчиков. По на-шему мнению, производители микропроцессорных электросчетчиков излишне увлечены многофункциональностью, в т.ч. показателями качества и многота-рифностью, при этом набор параметров для пользователей оказывается избыто-чен, а для целей АСКУЭ недостаточен.
Устройствами, специализированными для целей АСКУЭ являются УСПД. Требования к ним определены отраслевым документом "Типовые технические требования к средствам автомати¬зации, контроля и учета электроэнергии и мощности для АСКУЭ энергосистем", утвержденным РАО "ЕЭС России" в 1994г., который хотя и нуждается в некоторой переработке, но до настоящего времени не утратил актуальность.
Современные микропроцессорные КТС АСКУЭ включают не только УСПД, но и программно-технические средства для сбора и обработки инфор-мации, как на самом объекте, так и на вышестоящем уровне управления и обра-зуют программно-технические комплексы (ПТК) АСКУЭ.
В настоящее время из современных российских ПТК АСКУЭ наибольшее распространение в энергосистемах получили ПТК «ТОК-С» (АОЗТ «АМРИ-ТА», г. Пенза) - энергосистемы Средней Волги, Урала, Центра; КТС «ЭНЕР-ГИЯ» (ПО «СТАРТ», г. Заречный, Пензенская обл.). Последний применяется преимущественно на промышленных предприятиях. За ними следует ПТК «СИКОН С1» (ИТФ «Системы и технологии», г. Владимир) - энергосистемы Центра, а также ПТК АЛЬФА - Смарт с семейством УСПД RTU-300 производ-ства СП АББ-ВЭИ "Метроника" (г. Москва) - Колэнерго, предприятия МПС, метрополитена.
Из импортных УСПД, усилиями ЦДУ ЕЭС на многих межсистемных подстанциях ОЭС Северо-Запада и Урала установлены УСПД "МЕГАДАТА" производства Венгерской фирмы Ганц-Шлюмберже.
Можно также назвать ряд ПТК АСКУЭ, получивших применение в от-дельных энергосистемах и на отдельных объектах: - это УСПД типа «Пчела» (НПФ "Телемеханик", г. Екатеринбург) - на подстанциях и предприятиях Свердловэнерго; ПТК "ЭКОМ" с УСПД "ЭКОМ-3000 ("НПФ Прософт-Е", г. Екатеринбург) - на ряде электростанций и промпредприятий; ПТК "СПРУТ" с УСПД "МАВР 102М" (Фирма "ОВ", г. С-Петербург) - на ТЭЦ и ряде промпред-приятий; КТС "Энергомера" (концерн "Энергомера", г. Ставрополь) - на под-станциях Ставропольэнерго; ПТК "УИС" (НПФ "Неон АВМ", г. Москва) - на подстанциях электрических сетей; ПТК "Мир" с УСПД "Омь-40" (НПО МИР, г. Омск) - на нефтяных предприятиях и подстанциях. Этот перечень может быть продолжен.
Имеются системы АСКУЭ с прямым (без УСПД) съемом информации с микропроцессорных электросчетчиков, такие как "Альфа МЕТ" с мультиплек-сором МПР-16-2М (Метроника), "Тариф -Микро" с контроллером связи КСИ-1 (Нижегородский завод им. Фрунзе), программный комплекс Нижневартовских электрических сетей (г. Нижневартовск).
Широкое распространение получил программный комплекс сбора ин-формации с микропроцессорных электросчетчиков и УСПД "АСКП" (ЦДУ ЕЭС, ЭЦМ).
Большинство из перечисленных ПТК АСКУЭ удовлетворяют типовые требования, сертифицированы и подтвердили свою работоспособность на прак-тике. Таким образом можно констатировать, что Российские производители ПТК АСКУЭ в состоянии удовлетворить практически любые потребности как энергосистем, так и промпредприятий вполне современными техническими средствами АСКУЭ.
К недостаткам производимых ПТК следует отнести отсутствие стандар-тизации протоколов обмена между различными УСПД и центрами сбора ин-формации. Каждый ПТК имеет свой программный пакет верхнего уровня, не-взаимодействующий с программами других изготовителей ПТК АСКУЭ.
Для передачи информации с объектов в центры сбора и обработки ин-формации АСКУЭ повсеместно используются коммутируемые и выделенные каналы связи. Для подстанций напряжением 110 кВ и ниже критичным является само наличие каналов связи. В центрах сбора и обработки информации для решения задач АСКУЭ применяется стандартная вычислительная техника.
Текущий период характеризуется активной деятельностью практически во всех ОЭС, МЭС и АО-энерго по внедрению и развитию систем АСКУЭ.
При этом произошли серьезные качественные сдвиги. Более чем в сорока АО-энерго России системы АСКУЭ введены в промышленную эксплуатации и имеют статус коммерческих систем. Если в прежние годы собираемая АСКУЭ информация использовалась как справочная и как информация для технического учета, то в эксплуатируемых коммерческих системах она задействуется для финансовых расчетов на ФОРЭМ и расчетов с потребителями. Существенно вырос технический потенциал и квалификация персонала МЭС, АО-энерго, Энергосбытов, электростанций и электрических сетей, обслуживающего про-граммно-технические комплексы АСКУЭ. Практически повсеместно организо-ваны соответствующие группы (подразделения) специалистов.
При внедрении АСКУЭ в АО-энерго повсеместно приоритет отдается АСКУЭ ФОРЭМ, охватывающим межсистемные и межгосударственные пере-токи, генерацию федеральных и атомных электростанций, а также собственную генерацию АО-энерго.
Системы АСКУЭ в последнее время стали широко внедряться на пром-предприятиях и шагнули к бытовым потребителям.
Для успешного дальнейшего развития АСКУЭ ФОРЭМ ЕЭС России целе-сообразно:
• Обновить нормативно - методическую документацию, включая Типовые тех-нические требования к средствам автоматизации контроля и учета электро-энергии и мощности, Типовую инструкцию по учету электроэнергии (РД 34.09.101-94) и Концепцию по созданию автоматизированной системы кон-троля и учета электроэнергии и мощности в РАО "ЕЭС России";
• Разработать методические материалы по АСКУЭ ОДУ в виде типовых техни-ческих требований;
• Разработать типовые ТУ АСКУЭ потребителей для подготовки их выхода на ФОРЭМ;
• Подготовить рекомендации по унификации характеристик средств учета элек-троэнергии и его автоматизации:
- Состава вычисляемых и запоминаемых параметров, а также протоколы счи-тывания данных в микропроцессорных электросчетчиках;
- Протоколов обмена информацией УСПД с центрами сбора информации.

1.6. Приборы учета электрической энергии

До недавнего времени проблема, связанная с измерением расхода элек-троэнергии, сводилась к применению электромеханических счётчиков, принцип работы которых основан на подсчёте количества оборотов металлического дис-ка, вращающегося в бегущем магнитном поле, которое, в свою очередь, созда-ётся двумя электромагнитами. Магнитный поток первого должен быть пропор-ционален току, текущему через нагрузку, а поток второго — напряжению. При этом частота вращения диска линейно пропорциональна мощности, а количест-во его оборотов - потребляемой энергии.
Стремительное развитие микроэлектроники наметило качественный пе-реворот в области создания промышленных и бытовых систем контроля, кото-рый, в первую очередь, связан с использованием встраиваемых систем управ-ления на базе микроконтроллеров. Тенденция к подобному переходу обуслов-лена, с одной стороны, постоянным снижением цен на микроконтроллеры и расширением их ассортимента, и с другой, теми преимуществами, которыми цифровые системы управления обладают по сравнению с их существующими аналогами. Применительно к счётчикам электроэнергии (СЭ), очевидные пре-имущества, связанные с переходом на микроконтроллерное управление, можно обобщить следующим образом:
В цифровых СЭ достижим практически любой класс точности, при усло-вии выбора соответствующей элементной базы и алгоритмов обработки ин-формации. Отсутствие трущихся механических частей значительно повышает надёжность устройства.
Обработка аналоговой информации в цифровом виде принципиально по-зволяет одновременно определять как активную, так и реактивную составляю-щие мощности, что является важным, например, при учёте распределения энер-гии в трёхфазных сетях.
Появляется возможность создания многотарифных счётчиков. При работе такого СЭ значение накопленной энергии записывается в накопительный буфер текущего тарифа. Выбор текущего тарифа осуществляется автоматически. На-пример, “льготный” тариф может быть установлен на ночное время и на празд-ничные дни; “пиковый” тариф — на время от 13:00 до 15:00 в будние дни; “штрафной” тариф, может включаться при превышении установленных лимитов мощности и энергии; в остальное время действует “основной” тариф.
В цифровых СЭ несложно реализовать внешний интерфейс, по которому можно считывать показания счётчиков, изменять тарифы, производить диагно-стику и управление. Такие счётчики могут быть организованы в единую сеть с централизованным доступом. Например, все СЭ в жилом доме объединяются по внешнему интерфейсу и через модем выходят на телефонную линию. Таким образом, связываясь по телефонной сети, можно программировать или считы-вать информацию с любого СЭ в доме.
Цифровой СЭ может осуществлять статистические исследования, напри-мер, вычислять среднюю мощность потребления нагрузки и её дисперсию, а также хранить информацию о накопленной энергии за произвольные проме-жутки времени. Например, в бытовом СЭ можно реализовать сохранение нако-пленной информации за год по каждому из предшествующих 11 месяцев и сде-лать просмотр этой информации доступным для пользователя. Использование накопленной статистической информации для прогнозирования и управления распределением энергоресурсов может в значительной степени повысить эф-фективность работы энергосистемы в целом.
Применение цифровой базы делает возможным создание автоматизиро-ванной изолированной системы потребления, учёта, распределения энергии и платежей. В такой системе может быть, например, предусмотрена предвари-тельная оплата электроэнергии. Пользователь, в этом случае, заранее оплачива-ет определённое количество энергии. Информация об оплате либо непосредст-венно поступает на счётчик по внешнему интерфейсу, либо может быть записана на специальную электронную карточку, индивидуальную для каждого поль-зователя. Карточка программируется в пункте оплаты, после чего записанная информация считывается СЭ с помощью встроенного картридера. Если лимит купленной энергии будет исчерпан, а новая оплата не внесена, счётчик отклю-чает пользователя от энергосети. Таким образом в подобной системе исключа-ется задолженность платежей за электроэнергию.
Цифровые СЭ могут выполняться в различных конструктивных исполне-ниях. Масса и объём цифровых СЭ значительно меньше электромеханических. Применение цифровых дисплеев позволяет значительно повысить удобство представления информации для пользователя.
Следует отметить, что стоимость СЭ на микроконтроллерном управлении в настоящее время несколько выше стоимости механических СЭ. Однако в пер-спективе следует ожидать значительного снижения цены первых.
Расчёт энергии, потребляемой за определённый промежуток времени лю-бой нагрузкой, требует интегрирования текущих значений активных мощностей в течение всего времени измерения. В электромеханических СЭ это осу-ществляется механическим счётчиком. В цифровых СЭ необходимо реализовать постоянное суммирование вычисленной величины активной мощности за определённые промежутки времени.
В общем случае, значение потребленной энергии выражается формулой:
[1]
где p(t) — значение мгновенной мощности в момент времени t; T — период измерения.
При синусоидальных формах тока и напряжения в сети
p(t) = u(t) * i(t) = Umsinwt * Imsin(wt + ) = UIcos – UIcos(2wt + ),
[2]
где u(t) и i(t) — мгновенные значения, соответственно, напряжения и тока в сети; Um и Im — амплитудные значения напряжения и тока; U и I — дей-ствующие значения напряжения и тока (U = Um / ; I = Im / ); — угол сдви-га фаз между током и напряжением. Интегрирование выражения (2) по периоду даёт значение активной потребляемой мощности:
P = UIcos = Scos [Вт]
[3]
где S = UI — полная мощность потребления [ВА].
Реактивная мощность в этом случае определяется следующим образом:
Q = UIsin = Ssin [Вар]
[4]
Для вычисления любых мощностей (P, Q, S) в цифровых счётчиках не-обходимо измерять любые два значения из четырёх величин P, Q, S, j. Это принципиально невозможно реализовать в электромеханическом СЭ из-за их конструктивных особенностей.

Рис. 1.3 Варианты подключения микроконтроллеров к цепям измерения мощ-ности

На рис. 1.3. и 1.4. приведены структурные схемы цифровых СЭ, позво-ляющих реализовать необходимые измерения.

Рис. 1.4 Блок-схема простейшего СЭ
Наиболее просто схемотехнически это реализуется с помощью процессо-ров цифровой обработки сигналов (Digital Signal Processor — DSP), осу-ществляющих все необходимые преобразования с помощью измерения мгно-венных значений тока и напряжения в дискретные промежутки времени. В этом случае на входы DSP подаются сигналы, пропорциональные значениям тока и напряжения в цепи, снимаемые с соответствующих датчиков (рис. 1.3. а). Дис-кретизированные значения тока и напряжения (Ii и Ui) обрабатываются далее для получения параметров P, Q, S, j. Например, значение активной мощности P может быть получено, согласно формуле (1), как среднеарифметическое произ-ведений дискретных значений тока (Ii) и напряжения (Ui) в последовательной выборке по периоду измеряемого сигнала:
[5]
где N — количество отсчётов в одном периоде измеряемого сигнала; fD — частота дискретизации; fC — частота сети.
Очевидно, что точность измерения растёт с увеличением частоты дискре-тизации, что, в свою очередь, ведёт к усложнению программного обеспечения, поскольку обработка производится в реальном времени. Кроме этого, недостат-ком таких систем, на сегодняшний день, является их относительно высокая стоимость.
Упростить алгоритмы обработки информации и снизить цену на комплек-тацию позволяет схема, представленная на рис. 1б. В этом варианте функцию измерения одного или нескольких из четырёх отмеченных параметров осуще-ствляет специализированная микросхема измерителя мощности. В простейшем случае схема обеспечивает на своём выходе частоту импульсов, пропорцио-нальную активной мощности. В этой структуре микроконтроллер выполняет лишь функцию счётчика импульсов, вывод информации на дисплей, а также ряд специальных функций (например, изменение тарифов, сохранение информации в аварийных режимах, вывод служебной информации на внешние устройства и прочее). Примерами подобных преобразователей, выпускаемых российскими производителями, являются, например, КР1095ПП1 — специализированная ИС измерителя активной мощности, выпускаемая заводом “Ангстрем” БИС КР1446ПМ1, или разработанные специалистами НПФ “Прорыв” и ООО “Силиком” БИС SPM-1 и SPM-2. Применяя дополнительные схемотехнические решения, в данном варианте построения возможно также производить измерение сдвига фаз между током и напряжением.
В простейшем случае цифрового СЭ, когда требуется лишь измерение числа импульсов, вывод информации на дисплей и защита при аварийных сбоях напряжения питания (то есть, фактически, цифрового функционального аналога существующих механических счётчиков), система может быть построена, например, на базе простейшего микроконтроллера фирмы Motorola МС68HC05KJ1.
Блок-схема такого СЭ представлена на рис. 2. Сигналы, пропорциональ-ные значениям напряжения и тока в сети, поступают через соответствующие датчики на входы микросхемы-преобразователя КР1095ПП1. С её выхода сни-мается частотный сигнал, поступающий на вход микроконтроллера MC68HC05KJ1. Микроконтроллер накапливает количество пришедших им-пульсов, преобразовывая его для получения значения энергии в Вт•ч. По мере накопления каждого Вт•ч, значение накопленной энергии выводится на дисплей и записывается во FLASH-память. Если происходит сбой, временное исчезно-вение напряжения сети, информация о накопленной энергии сохраняется во FLASH-памяти. После восстановления питающего напряжения эта информация считывается микроконтроллером, выводится на индикатор, и счёт продолжается с этой величины. Реализация такого алгоритма потребовала менее 1 Кбайт памяти микроконтроллера. Применённый в данной схеме микроконтроллер MC68HC05KJ1 выпускается в 16-выводном корпусе (DIP или SOIC), имеет 1,2 Кбайт ПЗУ и 64 байт ОЗУ. Его стоимость в исполнении OTP (One Time Programmable — однократно программируемый) меньше 1$. Для хранения на-копленного количества энергии при сбоях питания служит флэш-ПЗУ малого объёма 24C01 (128 байт памяти). В качестве дисплея используется простейший 6-...8-разрядный 7-сегментный ЖКИ, управляемый контроллером К1820ВГ2. Учитывая стоимость этих компонентов, преобразователя КР1095ПП1, а также остальных компонентов счётчика (токового трансформатора, источника пита-ния, печатной платы и так далее), получается, что стоимость такой системы (не считая корпуса) будет составлять не более 10$.
В случае реализации многотарифного СЭ, устройство должно обеспечи-вать обмен информацией с внешними устройствами по последовательному ин-терфейсу. Он может использоваться для задания тарифов, инициальзации и коррекции таймера реального времени, получения информации о накопленных значениях энергии и так далее. Кроме того, интерфейс может обеспечивать подключение группы делокализованных в пространстве СЭ в сеть с возможно-стью доступа к каждому из них. Блок-схема такого устройства, реализованного на микроконтроллере фирмы Motorola MC68HC05L16, представлена на рис. 1.5.

Рис. 1.5 Блок-схема многотарифного СЭ
Рассмотрим алгоритм работы счётчика. Память энергонезависимого ОЗУ разбита на 13 банков, в каждом из которых хранится информация о накоплен-ной энергии по четырём тарифам: общем, льготном, пиковом и штрафном. В первом банке накопления производятся с момента начала эксплуатации счётчи-ка, следующие 12 банков соответствуют накоплениям за 11 предыдущих и за текущий месяцы. Накопления за текущий месяц записываются в соответст-вующий банк, и таким образом имеется возможность определить, сколько было накоплено энергии за любой из 11 предшествующих месяцев. Перед началом эксплуатации счётчика на заводе-изготовителе обнуляют содержимое банков па-мяти, то есть накопление начинается с нулевых значений.
Переключение тарифов осуществляется по временным критериям: для каждого дня недели определяется свое тарифное расписание, то есть времена начала основного и льготного тарифов и от нуля до трёх интервалов времени — для пикового тарифа. До 16 произвольных дней в году могут быть определены как праздничные, в эти дни работает тарифное расписание для воскресенья.
В счётчике может быть установлен режим ограничения по мощности и по количеству израсходованной за месяц энергии. В этом режиме счётчик фикси-рует количество энергии, израсходованной сверх лимита. При превышении ус-тановленного лимита энергии производится либо переход на накопление по штрафному тарифу, либо отключение пользователя от энергосети. Штрафной тариф также может быть установлен принудительно (по интерфейсу связи) в случае, например, задолженности по оплате.
Каждый раз при включении счётчика в сеть (скажем, после очередного пропадания напряжения в сети) фиксируется время и дата этого момента для возможности последующего контроля. Также предусмотрена запись времени и даты несанкционированного снятия крышки устройства.
Через специальный разъём к счётчику можно подключить картридер для считывания информации с индивидуальной электронной карточки о количестве энергии, оплаченном потребителем. При исчерпании оплаченного лимита счёт-чик отключает потребителя от энергосети.
Программирование счётчика осуществляется через интерфейс RS-485 по-средством фиксированной системы команд. Команды делятся на индивидуаль-ные (предназначенные для взаимодействия с конкретным счётчиком) и общие (для программирования всех подключенных к интерфейсу счётчиков). Сущест-вуют команды для установки даты, времени, временных рамок тарифов, лими-тов мощности, программирования праздничных дней, считывания информации из банков-накопителей потребленной энергии и так далее. Предусмотрен ряд команд по тестированию и калибровке счётчика. Для индивидуального доступа каждый счётчик имеет адрес и пароль, которые программируются по интерфей-су. Применение общих команд также осуществляется через программируемый пароль. Интерфейс RS-485 требует всего два провода (витую пару) для обмена информацией. Причём драйверы интерфейса позволяют подключить на одну витую пару до 256 счётчиков. Это позволяет объединить в единую сеть все счётчики, например, в одном подъезде жилого дома, и централизованно считы-вать из них информацию или программировать их. Обмен по интерфейсу может производиться на одной из 8 фиксированных скоростей: 75, 150, 300, 600, 1200, 2400, 4800, 9600, 19200 бод; для выбора скорости обмена служит специальная команда.
Наличие режима нескольких тарифов позволяет выводить на дисплей до-полнительную информацию о количестве потребления энергии по различным тарифам. Дисплей такого счётчика может быть более сложен. Внешний вид применённого в данном счётчике дисплея представлен на рис. 1.6.

Рис. 1.6. Общий вид индикатора многотарифного СЭ
Значение количества потребленной энергии выводится на 8 нижних раз-рядах (максимальное значение 99999.999 кВт•ч). Информация периодически изменяется (с промежутком в несколько секунд), последовательно показывая содержимое накоплений по каждому из тарифов и сумму этих накоплений. Вначале эти данные выводятся за текущий месяц (высвечивается надпись “за месяц”) и затем с момента эксплуатации счётчика (высвечивается надпись “все-го”). Синхронно на символьном поле индикатора (5ґ7 точек) высвечивается знак того тарифа, к которому относятся текущие показания восьмиразрядного индикатора (“о” — основной, “л” — льготный, “п” — пиковый, “ш” — штраф-ной; “о”, “л”, “п”, “ш” — те же тарифы, но накопленные при превышении уста-новленного лимита мощности; “+” — суммарный). На правом поле индикатора отображается текущая дата, день недели и сезонное время (“летнее/зимнее”). Текущий тариф, по которому производятся накопления, отображается на та-рифной зоне ЖКИ (левое верхнее поле индикатора). При превышении установ-ленных ограничений по мощности или по количеству потребленной за месяц энергии высвечиваются соответственно “лимит мощности” или “лимит энергии”.
Просмотр информации по предыдущим 11 месяцам производится при нажатии специально предусмотренной кнопки на корпусе счётчика. При каждом нажатии последовательно выводится информация о каждом тарифе соот-ветствующего месяца, после чего происходит переход на предыдущий месяц, и процесс повторяется. Номер просматриваемого месяца и год отображаются на индикаторе даты. Если нажатия кнопки не происходит несколько секунд, счёт-чик возвращается в нормальный режим работы. При подключении картридера эта кнопка позволяет просмотреть количество энергии по каждому тарифу, имеющееся в распоряжении у пользователя.
На символьном поле индикатора кроме знаков тарифов выводится допол-нительная информация, например, при установке электронной карточки в кар-тридер или при обнаружении неисправности программой тестирования, которая периодически запускается для проверки узлов счётчика (энергонезависимого ОЗУ/таймера, встроенного ОЗУ и памяти программ).
На реализацию алгоритма управления счётчиком потребовалось 10 Кбайт адресного пространства, в то время как встроенное ПЗУ микроконтроллера имеет объём 12 Кбайт.
Схемотехнически устройство разделено на две части: управляющий и си-ловой модули. В силовой модуль входят датчики тока и напряжения, микро-схема-преобразователь КР1095ПП1 с оптронной развязкой частотного выхода и модуль питания, выполненный по схеме однотактного импульсного преобразо-вателя на базе микросхемы MC33363 фирмы Motorola. Её отличительной осо-бенностью является наличие встроенного силового ключа для непосредствен-ного управления импульсным трансформатором. Размеры платы силового мо-дуля (с местом под токовый трансформатор и клеммы подключения сети и на-грузки) — 124 х 154 мм.
Основу модуля управления составляет микроконтроллер MC68HC05L16, позволяющий непосредственное подключение ЖКИ с количеством сегментов до 156, что исключает необходимость использования дополнительного кон-троллера ЖКИ. В качестве монитора питания, формирующего сигнал сброса микроконтроллера при значении напряжения питания ниже определённого уровня, используется микросхема MC33164. Функции таймера и накопителя оперативной информации выполняет 2-выводная микросхема фирмы Dallas DS1994L, имеющая встроенный долговременный источник питания (литиевая батарея). Согласователь уровней для интерфейса RS-485 выполнен на мик-росхеме MAX487EPA. Печатная плата модуля управления имеет размеры 100 х 80 мм, соединение с силовым модулем осуществляется через гибкий шлейф. Применение аналогичных схемотехнических решений даёт возможность созда-ния трёхфазных счётчиков (применяя соответствующие преобразователи мощ-ность-частота), а также совмещённых СЭ для нескольких потребителей (один такой счётчик может обслуживать, например, целый этаж жилого дома). По-строение этих устройств также можно осуществлять, используя простые и не-дорогие микроконтроллеры. Однако, тенденции развития микроэлектроники ведут к тому, что в скором времени станет выгодно применять и более сложные микроконтроллеры (в том числе, и DSP), увеличивая тем самым функциональ-ные возможности СЭ. В любом случае, учитывая преимущества цифровых счётчиков перед электромеханическими, можно не сомневаться, что переход на них — вопрос ближайшего будущего.
Учитывая изложенное, мы сможем выбрать для нашей системы подходя-щие счетчики электрической энергии, которые будут удовлетворять нашим требованиям. Выберем счетчик типа ЦЭ6822. Измерение и учет активной энер-гии по четырем тарифам в трехфазных цепях переменного тока. Хранение про-филей нагрузок. Интеграция в АСКУЭ через интерфейс RS485 или оптопорт.

Рис. 1.7. Счетчик ЦЭ6822
Особенностями такого прибора учета можно отнести ЖК-индикатор с ши-роким диапазоном температур, малое собственное энергопотребление, устой-чивость к климатическим, механическим и электромагнитным воздействиям.
В качестве системы сбора и обработки информации для предприятия МУП «Горводоканал» мы выбрали систему «АСКУЭ-СФЕРА». Данная система имеет ряд преимуществ, а именно простота в эксплуатации и высокие техниче-ские характеристики. Помимо этого, для успешной ее работы разработан программно-технический комплекс СКАТ. Программное обеспечение системы включает в себя прикладные программы, устанавливаемые на удаленных кон-троллерах. Прикладные программы хранятся в постоянных запоминающих уст-ройствах (ПЗУ) и являются программами под управлением которых происходит функционирование контроллера. Диспетчерский пункт реализует такие задачи как обмен сообщениями по каналам связи сети, прием обработку и хранение информации от удаленных объектов, вывод требуемой информации на экран и печать. В программе предусмотрена парольная защита, которая используется для ограничения доступа к конфигурированию системы и корректировки базы данных. Система АСКУЭ-СФЕРА для организации телемеханической сети ис-пользует различные каналы связи: физические линии связи и радиоканал.
Система построена на базе ПТК СКАТ и многофункциональных счетчиков типа ЦЭ6850, ЦЭ6822 и таких подобных. Эти счетчики имеют встроенных контроллер, память для хранения измеренных значений энергии за заданный период времени, усредненных значений мощности(профиль нагрузок), таймер, обеспечивающий формирование временных зон для дифференцированного уче-та электроэнергии по нескольким тарифам.




Комментарий:

Назначение автоматизированной системы коммерческого учета электрической энергии


Рекомендовать другу
50/50         Партнёрка
Отзывы