Примеры построения автоматизированных систем контроля и учета энергоносителей промышленных предприятий

Целью организации учета электрической энергии является процесс получения информирования и запоминания информации для целей государственной ведомственной и корпоративной отчетности а также для удовлетворения требований менеджмента компании. Статистическая техническая отчетность имеет...

2015-09-18

991.77 KB

49 чел.


Поделитесь работой в социальных сетях

Если эта работа Вам не подошла внизу страницы есть список похожих работ. Так же Вы можете воспользоваться кнопкой поиск


Содержание

[1] Содержание

[2] ВВЕДЕНИЕ

[3] 1 Принципы формирования учетной политики на рынках электрической энергии

[3.1] 1.1 Определение принципов учетной политики

[3.2] 1.2 Анализ систем энергоснабжения промышленных предприятий по системам учета энергоносителей

[3.3] 2Варианты организации и построения АСКУЭ

[3.4] 2.1 Организация АСКУЭ с проведением опроса счетчиков через оптический порт

[3.5] 2.2 Организация АСКУЭ с проведением опроса счетчиков переносным компьютером черезпреобразователь интерфейсов, модем.

[3.6] 2.3 Организация АСКУЭ с проведением автоматического опроса счетчиков локальным центром сбора и обработки данных

[3.7] 2.4Организация многоуровневой АСКУЭ для территориально распределенного среднего и крупного предприятия или энергосистемы

[3.8] 2.5 Преимущества построения однородной системы АСКУЭ

[4] 3Современные автоматизированные системы контроля и учета энергоресурсов (АСКУЭ)

[4.1] 3.1 Автоматизированная система коммерческого учета энергоресурсов (АСКУЭ) "ТСУ Пчела”

[4.2] 3.2 Комплекс технических средств "Энергия"

[4.3] 3.3 Промышленная АСКУЭ "ИСТОК"

[5] 4 Примеры построения автоматизированных систем контроля и учета энергоносителей промышленных предприятий

[5.1] 4.1 АСКУЭ машиностроительного предприятия на базе комплекса технических средств "Энергия+"

[5.2] 4.2 Автоматизированная система контроля и учета электроэнергии бумажного комбината

[6] ЗАКЛЮЧЕНИЕ

[7] СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ


ВВЕДЕНИЕ

Целью организации учета электрической энергии является процесс получения, информирования и запоминания информации для целей государственной, ведомственной и корпоративной отчетности, а также для удовлетворения требований менеджмента компании. Статистическая техническая отчетность имеет большое значение для планирования режимов работы электрического оборудования, определения технико-экономических показателей электрической энергии, экономического анализа инноваций, финансового анализа работы участника рынка.

На настоящее время в литературе не встречается четкого и конкретного определения способов учета электрической энергии, кроме того, встречаются и логические погрешности. Например, значения повсеместно употребляемых слов «коммерческий учет» и «технический учет» раскрываются в действующих нормативных документах следующим образом: первое как «учет электроэнергии для денежного расчета за нее», второе как «учет для контроля расхода электроэнергии внутри электростанций, подстанций, предприятий, для расчета и анализа потерь электроэнергии в электрических сетях». Некоторые российские специалисты объединяют данные виды учета в более обобщенный вид — «энергетический учет».

Помимо своих главных функций, связанных с денежным оборотом, проводимая учетная политика должна обеспечивать рынок в целом и каждого его субъекта в отдельности исходным материалом для планирования — долгосрочного, краткосрочного и оперативного. Предполагающаяся коммерциализация услуг по поддержанию показателей качества электрической энергии, надежности работы ЕЭС требует, в свою очередь, не просто фиксации факта предоставления услуги, но измерения объема ее предоставления в соответствии с Законом Республики Казахстан «Об обеспечении единства измерений». В соответствии с упомянутым законом перемещение электрической энергии через таможенную границу страны также входит в сферу распространения государственного метрологического контроля и надзора. Поэтому разработку учетной политики всех заинтересованных субъектов рынка необходимо вести с учетом исполнения внешнеторговых контрактов.

В недавнем прошлом все вопросы учета электрической энергии сводились главным образом к инструментальному определению значений первичных учетных показателей (перетоков по линиям электропередачи и трансформаторам) и к построению соответствующих измерительных систем. В этой сфере в Казахстане были достигнуты значительные успехи. Сложился полноценный рынок отечественной и импортной аппаратуры, разработана эффективная архитектура автоматизированных систем учета, охватывающая потребности всех без исключения субъектов электроэнергетики. Введено в эксплуатацию большое количество систем АСКУЭ, что позволяет проводить объективный анализ их эксплуатационных особенностей.

В то же время проблемы обработки информации, в том числе расчета погрешностей косвенных и совокупных измерений, обоснования точности измерений, выбора принципов округления численных значений учетных показателей, определения потерь в сетевых элементах и прочие, оставались за рамками интересов специалистов-практиков. Только с началом рыночных реформ возникли потребности в более строгом, «юридическом» подходе к полученным данным, понадобились новые методы обработки информации, которые бы не только устраивали финансово-расчетную систему администратора торговой системы, но и позволяли избежать конфликта интересов всех участников обращения электрической энергии, сетевых компаний системного оператора.

Предлагаемая методология коммерческого учета электрической энергии основывается на принципе раздельной постановки и решения учетных и измерительных задач. При этом результаты решения учетной задачи должны выступать в качестве основных условий измерительной задачи. Средством решения измерительной задачи служат измерительные системы, а результатом решения — результаты измерений, которые носят принципиально вероятностный характер. Учетные задачи решаются вне измерительных компонентов измерительных систем. Результаты измерений служат исходными данными для решения учетной задачи. С другой стороны, результаты решения учетной задачи выражаются только детерминированными числами. Противоречие в характере величин, используемых при решении указанных задач, должно разрешаться средствами учетной политики, разрабатываемой для рынка в целом и для каждого его субъекта в отдельности.

Актуальность проблемы заключается в том, что в системе учета электроэнергии, как и в любой другой системе, существует определенные недостатки, связанные с техническими и математическими моментами. На настоящее время в системе автоматического учета электрической энергии есть две явные проблемы. Первая проблема–проблема метрологического баланса или недостаточности измерений, которая возникает вследствие неточности показаний приборов учета. Вторая проблема–небаланс обусловленный моделированием сети при расчетах, то есть исходя из неправильных показаний электросчетчика, невозможно правильно смоделировать математическую модель автоматизированной системы коммерческого учета электроэнергии или АСКУЭ.

Также существует тенденция перекочевки населения из села в город. При этом люди, переехавшие жить в город, начинаю обзаводиться всякой автоматизированной техникой (стиральные машины, пылесосы и т.д), что приводит к увеличению энергопотребления на душу населения. Вводимые ограничения по энергопотреблению (100 кВт на человека) со стороны энергоснабжающих компаний не приводит к уменьшению потребления электроэнергии, а позволяет лишь сбалансировать график электрических нагрузок на подстанции.

Цель исследования:проанализировать и изучить методы применения системы автоматизированного коммерческого учета электроэнергии для анализа и снижения потерь в электрических сетях.

Задачи исследования: проанализировать влияние состояния электрических цепей тока и напряжения на точность измерений автоматизированной системы коммерческого учета электроэнергии.

Объект исследования: внедрение системы автоматизированного коммерческого учета электроэнергии на промышленные предприятия.

Предмет исследования: автоматизированная система коммерческого учета энергоресурсов "ТСУ Пчела".

Методы исследования: анализ различных конструкций, исследование преимуществ и недостатков различных систем автоматизированной системы коммерческого учета электроэнергии.

Структура дипломной работы отражает логику исследования и его результаты и состоит из введения, 4 разделов, заключения списка использованных источников и приложений.


1 Принципы формирования учетной политики на рынках электрической энергии

«Учет» рассматривается как форма регистрации информации по экономическому состоянию фирмы или организации. Различают три вида учета: оперативный, статистический и бухгалтерский. Последний определяется как детальный экономический учет всех событий и операцийна предприятии, проводящийся непрерывно и по определенной, установленной государственными органами методике, использующей различные измерители и разнообразные формы документов.

Учет и описание различных по характеру предметов и процессов производятся на основании информации, полученной в результате измерений, посредством измерителей. Ими являются трудовой, натуральный и денежный (обобщенный) измерители. Нас интересует натуральный измеритель электрической энергии, т. е. тыс. кВт*ч (млн. кВтч).

По сложившейся в энергетике терминологии, технический учет с точки зрения хозяйственной деятельности соответствует оперативному и статистическому учету, а коммерческий учет — бухгалтерскому учету.

В английском языке «учет», «бухгалтерский учет» переводится как accounting (от account — счет, отчетность). С другой стороны, измерение электроэнергии всегда называется metering.

Коммерческим учетом электроэнергии следует понимать систему регистрации информации для проведения финансовых расчетов на оптовом или розничном рынке о ее производстве и (или) реализации с использованием установленных государственными органами методики и форм документов. Информацией для коммерческого учета могут служить результаты измерений или иные предусмотренные договорами величины, размерность которых определяется регламентированным натуральным измерителем. Последний случай возможен при согласованной сторонами оплате электроэнергии по заданному объему электропотребления (например, при отсутствии счетчика у абонента в бытовом секторе). С другой стороны, бессмысленно называть учетом ситуацию, когда отпущенная потребителю электроэнергия измеряется счетчиком, но не оплачивается и результаты измерения не находят отражения в отчетности сбытовой организации.

Иными словами, «учет» и как действие (процесс), и как система документирования включает в себя в широком смысле измерения, сбор и передачу информации, а также в обязательном порядке регистрацию информации по заданным правилам. Так как данные о поставке (покупке) электроэнергии используются не только в бухгалтерском учете энергоснабжающей организации или органа администрирования торговой системой, но и непосредственно в бухгалтерском учете субъекта оптового или розничного рынков электроэнергии, система учета (регистрации информации) электроэнергии охватывает обе эти стороны.

Ясно, что использование термина «учет» в качестве синонима термина «измерение» не просто некорректно, но и может привести к построению автоматизированных систем, архитектура и функциональные возможности которых не будут соответствовать продекларированным целям. Кроме того, нечеткая терминология вводит в заблуждение тех, кто не знаком с той узкопрофессиональной областью энергетики, которую до настоящего времени привыкли называть коммерческим учетом. Например, непосвященным затруднительно объяснить, почему счетчик электроэнергии называется прибором учета, хотя сам учет происходит где-то в бухгалтерии. Точно так же техническими средствами учета скорее можно назвать персональные компьютеры с программным комплексом «1C. Бухгалтерия», чем измерительные трансформаторы или устройства сбора и передачи данных (УСПД).

Какие же физические величины подлежат учету в электроэнергетике? Чтобы ответить на данный вопрос, обратимся к основам математического моделирования электроэнергетических систем (ЭЭС).

Известно, что в общем виде ЭЭС, представляющая собой упрощенную модель энергетической системы при условии пренебрежения процессами неэлектрической природы, может быть описана в своем движении во времени t системой дифференциальных и алгебраических матричных уравнений (по своему виду аналогичных уравнениям, описывающим поведение системы автоматического управления)

где X(t) — вектор переменных состояния; U(t) — вектор управляющих воздействий (управлений); D(t) — вектор возмущающих воздействий (возмущений); W(t) — вектор выходных переменных.

Эти уравнения в стационарном режиме при t = const превращаются в систему алгебраических уравненийкоторые и служат основой планирования и отчетности при функционировании рынка электрической энергии.

0

Переменные состояния xi — это внутренние (промежуточные) переменные, совокупность которых полностью характеризует свойства системы. В случае установившегосярежима ЭЭС, как это обычно принято в практике расчетов, переменные состояния представляют собой комплексные величины напряжений во всех узлах расчетной модели Ui или пары действительных величин: модули напряженийUi и углы напряжений относительно базисного узла δi. К переменным состояния можно отнести и частоту переменного тока ft в момент времени ее контроля t, считая, что контроль этих динамических переменных производится в режимах, которые можно назвать квазистатическими (при которых не учитываются быстрые переходные процессы в ЭЭС).

Переменные возмущения di — это по логике планирования и оперативного управления нагрузки (потребление) в узлах модели, которые имеют принципиально стохастический характер.

В целях сохранения баланса потребления и выработки электроэнергии (мощности) при номинальной частоте 50 ГД (с допустимыми отклонениями по ГОСТ 13109-97) необходимо вводить управляющие воздействия — автоматические и автоматизированные — на генерирующие источники активной мощности. Таким образом, переменные управления ц- представляют собой активные мощности генераторов. Реактивные мощности генераторов и других источников реактивной мощности (ИРМ), выработка которых подчинена выбранным законам регулирования напряжения в узловых точках модели управления ЭЭС, также следует отнести к переменным управления.

Выходные переменные wt можно определить как контролируемые переменные, используемые для целей управления ЭЭС в различных его аспектах. Эти переменные представляют собой также «вторичные» переменные состояния — контролируемые переменные, служащие для целей управления (планирования, оперативного ведения режимов, ликвидации аварийных ситуаций). В их число входят широко применяемые на практике для анализа статическойи динамической устойчивости перетоки активной мощности по «слабым» сечениям, частным случаем которых является переток мощности по сетевому элементу.

В рыночных условиях «коммерческими» переменными, в прямом смысле этого слова (т. е. теми переменными, значения которых прямо или косвенно используются для оформления финансовых обязательств субъектов рынка являются переменные возмущения и переменные управления. Иначе говоря, это «внешние» по отношению к модели ЭЭС переменные, связанные с процессами преобразования электрической энергии в энергию иной природы. Коммерческие переменные (переменные управления, переменные возмущения) в современных условиях функционирования ЭЭС выступают двояким образом: во-первых, их значения используются для оценки технического состояния системы в целях технологического управления; во-вторых, те же значения служат основой для расчета коммерческих обязательств субъектов рынка. Разница между этими двумя функциями состоит лишь во времени усреднения значений переменных: на интервале 30-60 мин — для целей планирования и коммерческого управления, на интервале от нескольких секунд до нескольких десятков секунд для оперативного управления.

1.1 Определение принципов учетной политики

Определим учетную политику как набор публично заявленных методик и форм ведения коммерческого и технического учета (включая бухгалтерский учет), а также конкретных способов сбора информации исходя из установленных правил работы рынка, особенностей деятельности органа администрирования торговой системой, требований производственной необходимости и контролирующих органов. Субъектами учетной политики являются юридические лица — субъекты оптового и розничного рынков: администратор торговой системы оптового рынка, органы администрирования торговыми системами розничных рынков, участники обращения электрической энергии, сетевые компании. Объект учетной политики представляет собой сферу обращения электрической энергии (мощности) — оптовый или розничный рынок, потребитель, энергосбытовая компания, генерирующая компания, сетевая компания.

Учетную политику следует формулировать, ориентируясь на конкретные субъекты и объекты учетной политики и основываясь на принципах:

  •  соответствия действующим и перспективным правилам работы оптового и розничного рынков, другим нормативно-правовым актам, техническим регламентам и (в специально оговоренных случаях) национальным стандартам, стандартам отрасли, корпорации, предприятия;
  •  создания условий полного информационного обеспечения стратегии и тактики субъекта учетной политики в сфере внешних товарно-денежных отношений, связанных с электрической энергией (мощностью);
  •  создания условий полного информационного обеспечения процесса планирования объемов внутреннего обращения электрической энергии (мощности) субъекта учетной политики в соответствии с требованиями внутренних производственно-экономических и финансовых отношений этого субъекта;
  •  обеспечения регистрации фактических объемов внутреннего обращения электрической энергии (мощности) субъекта учетной политики в формах и в сроки, обусловленные требованиями внутренних производственно-экономических и финансовых отношений этого субъекта;
  •  открытости, гибкости, универсальности по отношению к внешним и внутренним влияющим факторам политического, экономического, финансового и производственного характера;
  •  оптимальности технического воплощения в системах коммерческого учета с обязательной ориентацией на квалифицированный перспективный прогноз всех факторов, влияющих на учетную политику.

При разработке учетной политики должны быть приняты во внимание интересы государства (налоговая политика, формы государственной статистической отчетности), интересы субъектов (территориальная налоговая политика, формы территориальной статистической отчетности), интересы отрасли (формы внутриведомственной отчетности), субъектов рынка (бухгалтерский учет у субъектов рынка, внутрифирменная отчетность, отчетность предприятия, задачи управления и т. д.). Учетная политика предусматривает наличие определенного набора учетных показателей, т. е. физических и финансовых величин, необходимых для количественного описания ее проведения. Каждому физическому учетному показателю ставится в соответствие его информационный аналог, полученный либо с помощью измерений, либо расчетным способом, либо комбинацией измерений и расчетов. Так как информация о конкретном учетном показателе может быть получена несколькими способами, будем различать его основной и дополнительные информационные аналоги.

Рассмотрим в качестве примера поставку электроэнергии электростанцией (ЭС) на оптовый рынок вне ценовой зоны оптового рынка переходного периода. В данном случае учетный показатель — переток электроэнергии в точке поставки на элементе сети, по которому ЭС присоединена к сетевой компании. Точка поставки совпадает с границей балансовой принадлежности станций, т. е. обычно на зажимах гирлянд изоляторов линейных порталов открытых распределительных устройств (ОРУ). Основной информационный аналог — измерение электроэнергии в точке учета, расположенной в распределительном устройстве ЭС. Дополнительные информационные аналоги: измерение электроэнергии в точке учета, расположенной на подстанции сетевой компании; интегрированные телеизмерения мощности, используемые в оперативном информационно-управляющем комплексе системного оператора; статистические данные о часовых приращениях энергии по контролируемому сетевому элементу.

Учетная политика должна ответить на следующие вопросы: с какой целью, что, каким образом, с какой точностью и когда необходимо мерить, как получить данные и каким способом их зарегистрировать, чтобы удовлетворить требованиям, поставленным перед учетом? Разработка и согласование учетной политики — одна из самых главных фаз создания системы учета электроэнергии, в том числе автоматизированной системы, начиная с оптового рынка в целом, зон оптового рынка и кончая каждым конкретным промышленным или коммунальным предприятием. Ее можно сравнить с технологическим заданием на проектирование технического, организационного, связующего, вычислительного и нормативного компонентов различных систем учета.

Учетная политика в бытовом секторе розничного рынка проводится энергосбытовыми компаниями и самими бытовыми потребителями — физическими лицами. Документальным выражением учетной политики энергосбытовой компании и потребителя здесь служит договор энергоснабжения. Потребитель вправе выбирать вид тарифа, но несет обязательства при форме биллинга «самообслуживание» по заполнению счетов — фактур определенной формы (квитанций) и (или) по их оплате в установленные сроки. Причем квитанция — это первичный отчетно-учетный документ.

Исходными материалами для разработки учетной политики участника обращения электрической энергии или сетевой компании при современном состоянии нормативной базы обеспечения коммерческого учета являются известные положения Гражданского кодекса, Налогового кодекса, законов «Об энергосбережении», «Об обеспечении единства измерений», «Об информации, информатизации и защите информации», закона «Об электроэнергетике», ряда постановлений правительства, включая Постановление № 643 от 24 октября 2003 г. «О правилах оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода». К ним следует отнести также «Правила Учета электрической энергии» [31],«Типовую инструкцию по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении» (РД 34.09.101-94) [36] и некоторые другие ведомственные и корпоративные документы. К сожалению, на сегодняшний день нет ни одного документа, который представлял бы в полном объеме учетную политику оптового рынка в целом. Кстати, нет такого документа ни для конкурентного сектора, ни для регулируемого сектора оптового рынка, ни для розничного рынка, не говоря уже об отдельных юридических лицах — субъектах рынков. Поэтому создатели автоматизированных информационно-измерительных систем различного назначения вынуждены руководствоваться во многом устаревшими и противоречивыми требованиями.

В качестве примера приведем требования п. 3.2 РД 34.09.101-94 [36] к расстановке средств учета на ЭС: «...На электростанции расчетные счетчики должны обеспечивать учет выработанной и переданной электроэнергии через станционную электросеть за границу балансовой принадлежности и устанавливаться:

  •  на генераторах;
  •  на трансформаторах собственных нужд;
  •  на линиях, присоединенных к шинам основного напряжения собственных нужд;
  •  у потребителей электроэнергии на хозяйственные нужды;
  •  на межсистемных линиях электропередачи;
  •  на линиях, принадлежащих потребителям, присоединенных непосредственно к шинам электростанций;
  •  на резервных возбудителях».

В ПУЭ (п. 1.5.4, 1.5.7) и в п. 3.1 РД 34.09.101-94 к расчетным счетчикам ЭС во всех случаях отнесены счетчики выработанной генераторами электроэнергии и счетчики электроэнергии, потребленной раздельно на собственные и хозяйственные нужды ЭС.

В то же время хорошо известно, что на регулируемом секторе оптового рынка вне ценовой зоны расчеты ведутся по месячному сальдированному приращению электроэнергии по границам балансовой принадлежности ЭС, и при этом совершенно не нужно знать, сколько электроэнергии было израсходовано на собственные нужды и т. д. Если же в упомянутых документах речь идет о внутренней генерации АО-энерго, то тарификация поставки электроэнергии ЭС является внутренним делом самого АО-энерго, т. е. некоторой формой хозрасчета. Причем при установлении отпускных тарифов на электроэнергию для потребителей на розничном рынке РЭК учитывает суммарные затраты ЭС в составе АО-энерго за весь расчетный период регулирования.

С другой стороны, модель конкурентного сектора рынка и рынка отклонений предполагает узловое ценообразование и, соответственно, планирование и учет по группам точек поставки.

Будем различать учетную политику оптового или розничного рынка в целом и учетную политику участника обращения электрической энергии или сетевой компании. Учетная политика оптового или розничного рынка должна:

  •  основываться на действующих нормативно-правовых актах, нормативно-технических документах и договорных отношениях, которые должны составлять замкнутую непротиворечивую систему юридического обеспечения коммерческого учета;
  •  отражать необходимые и достаточные условия информационного обеспечения оформления финансовых обязательств за проданную или купленную электрическую энергию (мощность) участниками обращения электрической энергии на оптовом (розничном) рынке и за оказанные услуги инфраструктурными организациями рынка или участниками обращения электрической энергии;
  •  обеспечивать в полной мере требования к установленной отчетности со стороны органов государственного контроля и регулирования оптового (розничного) рынка;
  •  обеспечивать требования к отчетности администратора торговой системы оптового рынка (органа администрирования торговой системой розничного рынка);
  •  предусматривать исчерпывающий перечень учетных показателей, которые необходимы для долгосрочного и краткосрочного планирования материальных балансов зон рынка или рынка в целом, способ их определения, формат и регламент передачи данных;
  •  содержать основные требования к системе материальных балансов рынка — учетным показателям, информационным аналогам учетных показателей, виду и форме балансовых уравнений, нормативным неопределенностям расчетных балансов.

В учетной политике участника обращения электрической энергии или сетевой компании — субъекта оптового (розничного) рынка следует отразить:

  •  необходимые и достаточные условия информационного обеспечения оформления финансовых обязательств субъекта рынка за проданную или купленную им электрическую энергию (мощность) и за оказанные ему услуги инфраструктурными организациями рынка, а также за дополнительные платные системные услуги, оказываемые данным субъектом оптовому (розничному) рынку;
    •  пути обеспечения требований к формированию установленной отчетности со стороны органов государственного управления и контроля;
    •  номенклатуру, способ получения и формы отображения учетных показателей, необходимых для ведомственной, корпоративной отчетности и отчетности предприятия;
    •  исчерпывающий перечень учетных показателей, которые необходимы для долгосрочного и краткосрочного планирования товарооборота субъекта оптового (розничного) рынка, способ определения численных значений учетных показателей, формат и регламент передачи данных;
    •  перечень учетных показателей, связанных с потреблением (производством) электрической энергии (мощности), необходимых для краткосрочного и долгосрочного планирования основных и вспомогательных производственно-технологических процессов субъекта рынка;
    •  основные требования к системе материальных балансов внутренней электрической системы субъекта рынка — учетным показателям, информационным аналогам учетных показателей, виду и форме балансовых уравнений, нормативным неопределенностям расчетных балансов.

Таким образом, учетную политику субъекта рынка, следует строить не только на базе требований к той модели разновидности рынка, в котором предполагается его участие, но и с учетом нормативной документации уровня отрасли или корпорации, каждого предприятия. Учетная политика складывается из решения учетных задач, которые являются следствием потребностей, законов и правил, вытекающих из рыночных, гражданско-правовых или иных отношений. Следовательно, при создании и функционировании системы коммерческого учета электрической энергии следует различать постановку и решение учетных и измерительных задач. Причем результаты решения учетной задачи служат основными условиями измерительной задачи.

Средством решения измерительной задачи являются измерительные, в том числе автоматизированные измерительные, системы, а результатом решения результаты измерений, которые носят принципиально вероятностный характер и не допускают выражения каким-то одним определенным числом.

Учетные задачи решаются вне измерительных каналов измерительных систем, зачастую даже вне самих этих систем. Результаты измерений служат исходными данными Для решения учетной задачи. Результаты решения учетной задачи — только детерминированные числа. Противоречие между требованиями к оформлению результатов решения учетной и измерительной задач является источником многочисленных попыток «исправления» измерительной информации в угоду подгонки значений учетных показателей таким образом, чтобы свести к нулю невязки балансовых уравнений («измерительный небаланс»). Чтобы придать видимую легитимность искусственному сведению небаланса к нулю, предпринимаются усилия (в том числе и органами государственной метрологической службы!) по созданию соответствующих алгоритмов, использующих метрологические характеристики средств измерений (чаще всего — границ погрешностей).

1.2 Анализ систем энергоснабжения промышленных предприятий по системам учета энергоносителей

Учет электрической энергии производится с помощью приборов учета, установленных на вводных присоединениях распределительных устройств(шин) 220, 110, 10, 6, 0,4 кВ. На напряжении 10кВ учет электрической энергии производится как на вводных присоединениях шин10(6)кВ, так и на присоединениях отходящих линий. На напряжении 0,4кВ учет электроэнергии производится, иногда по вводным присоединениям, на отходящих линиях 0,4кВ счетчики электрической энергии либо не устанавливаются либо используются только для технического учета.

На рисунке 1 приведена упрощенная схема электроснабжения промышленного предприятия. Схема включает в себя двухтрансформаторную главную понизительную подстанцию(ГПП), распределительные пункты(РП), трансформаторные подстанции(ТП и КТП). Цифрами обозначены различные возможные точки установки приборов учета электрической энергии:

  •  Уровень учета 1: счетчики, установленные во вводных ячейках РУ 10(6)кВ ГПП трехфазные счетчики электрической энергии, включенные через трансформаторы тока и трансформаторы напряжения. По этим счетчикам промышленные предприятия производят расчет за потребленную электроэнергию с энергоснабжающей организацией(энергосистемой).Эти счетчики могут быть также включены через трансформаторы тока и напряжения, установленные на вводах 110 кВ трансформаторов ГПП;
  •  Уровень учета 2: счетчики, установленные в ячейках отходящих линий РУ 10(6)кВ, эти счетчики используются, как правило, только для технического электрической энергии внутри предприятия;
  •  Уровень учета 3:

а) счетчики, используемые для расчетов со сторонними потребителями(субабонентами) предприятия, они установлены в ячейках отходящих линий РУ 10(6)кВ, питающих сторонних потребителей предприятия;

б) данные приборы учета используются для расчетов со сторонними потребителями, получающими электроэнергию на напряжении 0,4кВ;

  •  Уровень учета 4: счетчики, устанавливаемые на вводных присоединениях крупных потребителей электрической энергии на предприятии(печи(ДСП, РТП), выпрямительные агрегаты большой мощности, электролизные установки и т.п.);
  •  Уровень учета 5: счетчики, установленные на вводных присоединениях и присоединениях отходящих линий 0,4кВ, трансформаторных подстанций 10(6)/0,4кВ. Эти приборы обычно не используются для учета электрической энергии или вообще отсутствуют.

Основные приборы учета в настоящее время - индукционные счетчики электрической энергии. Снятие показаний счетчиков производится вручную. Обычно приборы учета электрической энергии не объединены в единую систему учета.

Рисунок 1 Схема электроснабжения промышленного предприятия с обозначением точек учета.

Тепловая энергия.

Тепловую энергию промышленные предприятия могут получать из собственного источника(котельная, ТЭЦ) или из тепловых сетей сторонних организаций.

Если котельная является собственностью промышленного предприятия и отсутствуют сторонние потребители, то учет выработанной тепловой энергии как правило не ведется. Определение тепловых нагрузок производится расчетным путем. Количество тепловой энергии, выработанной котельной, определяется также расчетным путем по количеству топлива, потребленного котельной. В качестве топлива на котельных промышленных предприятий используются каменный уголь, мазут или природный газ.

При использовании в качестве топлива каменного угля или мазута определение количества потребленного топлива практически невозможно из-за отсутствия приборов учета. Поэтому расчет выработанной тепловой энергии по объему использованного топлива в данном случае недопустим.

Если в качестве топлива на котельной используется природный газ, то обычно имеются приборы учета, позволяющие отслеживать объем расхода газа. По значениям объема потребления газа котельной возможен расчет количества выработанного тепла.

В соответствии с "Правилами учета тепловой энергии" необходима установка узлов учета тепловой энергии, как на источнике (котельная, ТЭЦ), так и у потребителей тепловой энергии.

Природный газ.

Промышленные предприятия потребляют природный газ на технологические нужды (печи, сушильные агрегаты и т.п.) и на выработку тепловой энергии в котельных.

Учет потребления газа производится с помощью счетчиков, установленных на центральных газораспределительных станциях (здесь организуется учет потребления в целом по предприятию) или в газораспределительных пунктах цехов или котельной.

Сжатый воздух.

Сжатый воздух на промышленном предприятии вырабатывается компрессорными станциями и далее по магистральным трубопроводам передается потребителям.

Учет расхода сжатого воздуха на промышленных предприятиях обычно отсутствует, производится только контроль давления воздуха в трубопроводах. Расчет выработанного количества сжатого воздуха обычно производится по паспортным данным компрессоров(производительности) и времени работы компрессора.

Пар.

Пар на промышленном предприятии используется в основном для сушки изделий после окраски, грунтовки или в качестве первичного теплоносителя.

Учет количества производимого пара отсутствует. Количество вырабатываемого пара определяется по паспортным данным и режимным картам котлов.

Вода.

В системах водоснабжения промышленных предприятий часто используется городская вода для технологических целей, что приводит к неоправданным материальным затратам на этот энергоноситель. Система оборотного водоснабжения либо отсутствует либо развита недостаточно. Учет потребления воды имеется на многих предприятиях.

Анализируя существующие в настоящее время на промышленных предприятиях системы учета энергоносителей, можно сделать вывод о точности существующих методов учета.(см. таблицу 1).

Таблица 1

Точность существующих методов учета для различных видов энергоносителей.

Энергоноситель

Точность метода учета, %

Электрическая энергия

0,5

Топливо:

уголь

10

мазут

5

Газ

1

Тепловая энергия

15

Пар

15

При отсутствии на промышленном предприятии современной системы учета невозможно осуществлять контроль за потреблением энергоносителей, точно определять объемы потребляемых энергоносителей, соответственно возможны необоснованные материальные затраты на энергетические ресурсы, а также хищения.


2Варианты организации и построения АСКУЭ

Классификации АСКУЭ в виде трех поколений систем представлена в таблице 1

Таблица 2Классификация АСКУЭ.

Год появления на рынке

Основные особенности

Тип архитектуры, протоколы

Примеры

реализации

1-е поколение АСКУЭ, 1980

Электроиндукционные счетчики классов 2.0 и 1.0, устройства формирования импульсов, счетчики импульсов

Двухуровневая, ПЭВМ отсутствует

1. ИИСЭ (завод ВЗ ЭТ)

2-е поколение АСКУЭ, 1990

Электроиндукционные счетчики классов 2.0 и 1.0, электронные счетчики 1-го поколения, устройства сбора данных, контроллеры, ПЭВМ, кабельные и телефонные линии связи

Двух- и трехуровневая, архивы ведутся в ПЭВМ

1. ИИСЭ 3,4 (завод ВЗ ЭТ)

2. ТЦ-5000 (завод Точмаш)

3. КТС «Энергия» (ПО «Старт»)

3-е поколение АСКУЭ, 1995

Электронные счетчики 2-го поколения, контроль количества и качества энергии, телеизмерение, телесигнализация, телеуправление, устройства сбора с архивом данных, кабельные, телефонные и оптоволоконные линии связи

Двух итрехуровневая, на верхнем уровне сеть ПЭВМ. Архивы ведутся как в контроллерах, так и ПЭВМ - сервере. Две сети - две операционные системы

1. АСКУЭ «Омь» (НПФ «Мир»)

2. АСКУЭ «Альфа-смарт» СП АББ-ВЭИ метроника)

3. АСКУЭ ИПУ РАН (институт проблем

управления РАН)

Рыночный и технические АСКУЭ.

По назначению АСКУЭ предприятия подразделяют на системы рыночного и технического учета. Рыночным учетом называют учет поставки/потребления энергии предприятием для денежного расчета за нее (соответственно приборы для рыночного учета называют коммерческими, или расчетными). Техническим учетом называют учет для контроля процесса поставки/потребления энергии внутри предприятия по его отделам и объектам (соответственно используются приборы технического учета).

Технический учет образует информационную базу для исполнения функций текущего управления, планирования, нормирования и анализа электропотребления. Ведение технического учета электроэнергии на промышленных предприятиях позволяет:

  •  определить нерациональное использование электроэнергии на отдельных технологических участках;
  •  вводить экономические факторы, стимулирующие экономию электроэнергии;
  •  экономить энергоресурсы и снизить потребление электроэнергии на выпуск готовой продукции.

Задача технического учета отличается большей размерностью и сложностью. Технический учет осуществляется в настоящее время счетчиками электрической энергии на уровне распределительных и трансформаторных подстанций. Эти счетчики не могут фиксировать электроэнергию, непосредственно израсходованную тем или иным цехом, так как каждый цех получает питание от нескольких ТП (или РП), каждая из которых, в свою очередь, питает несколько цехов.

Например, для схемы предприятия, изображенного на рисунке 2 электропотребление цеха 2 определяется по счетчику Wh2. Цех 1питается как от ТП1 (счетчик Wh1), так и от ТП2 (разность показаний счетчиков Wh3 и Wh2). Таким образом, электропотребление цеха 1 можно определить по формуле Цех 1=Wh1+(Wh3-Wh2).

Счетчик Wh3 чаще всего устанавливается не на ТП, а на ГПП, т.е. на питающем конце кабеля.

Рисунок2 Учет электроэнергии при техническом учете:

ТП - трансформаторная подстанция; Wh- счетчик электроэнергии.

Для осуществления разделения оценки электроэнергии по цехам и технологическим механизмам, как правило, необходимы дополнительная установка счетчиков, осуществление коммутаций и упорядочение электроподстанций.

Два способа сбора сведений, рыночный и технический, имеют свой особенный характер. Рыночный сбор сведений рутинен, имеет устоявшуюся схему энергоснабжения, для него характерно наличие небольшого количества электросчетчиков, по которым требуется установка приборов повышенной точности и маркировка всех исходящих проводов. При этом сами электросчетчики нижнего и среднего уровня автоматизированной системы коммерческого сбора сведений об энергоресурсах должны выбираться из гос. реестра измерительных средств. Кроме того, на системы рыночного сбора сведений в обязательном порядке наносятся пломбы, что ограничивает возможности внесения в них каких-либо оперативных изменений со стороны обслуживающего персонала энергоснабжающей организации.

Технический сбор сведений, наоборот, наступателен и постоянно развивается, повторяя за собой изменяющиеся условия производства.Для него характерно большое количество электросчетчиков с разными задачами контроля электрической мощности, по которым можно устанавливать в целях экономии средств устройства пониженной точности. Техническое управлениедопускает использование устройств, не занесенных в госреестр измерительных средств, однако при этом могут возникнуть проблемы с выяснением причин небаланса показаний электросчетчиков по потреблению мощности от систем коммерческого и технического учета. Отсутствие пломб на кожухе электросчетчиков энергосбытовой организацией позволяет энергетической службе предприятия очень быстро вносить изменения в схему технического контроля энергоресурсов, в уставки первичных измерительных устройств в соответствии с текущими изменениями в схеме энергоснабжения компании и спецификой решаемых общепроизводственных задач. Учитывая эту специфику коммерческого и технического учета можно оптимизировать ценностьсоздания АСКУЭ и ее использование.

2.1 Организация АСКУЭ с проведением опроса счетчиков через оптический порт

Устраивание автоматизированной системы коммерческого учета электроэнергии с проведением опроса счетчиков через оптический порт является самым дешевым и наиболее экономичным способом построения системы. Электросчетчики не объединены локальной сетью и вообще никак не связаны между собой. Интервьюирование производится через оптический порт с помощью специальной навигатора-программы, размещенной на переносномПЭВМ, которая формирует счета за электроэнергию в файл счета.

На ноутбуке необходимо иметь программное обеспечение, которое осуществляет запрос в микроконтроллер счетчика и полученную информацию переносит в базу данных компьютера для последующего формирования своей базы данных. Самосинхронизация времени и даты микроконтроллера устройства происходит при снятии показаний автоматически без участия оператора.

Самосинхронизация даты и времени ноутбука с датой и временем сервера происходит в автоматическом режиме при соединении с сервером компании для передачи данных. Соединение осуществляется при помощи USB-входа обоих компьютеров. При предаче данных на сервер в нем формируется база данных, которая хранится в нем около 5 лет. Такая схема построения автоматизированной системы коммерческого учета электроэнергии является наименее затратной и более трудоемкой.

Минусом такого варианта построения системы является большая трудоемкость для опроса всех счетчиков на заданном участке электросети. Вторым минусом является проблема отключения задолжников от электросети, так как при отключении необходимо сначала внести данные в микроконтроллер счетчика, а затем отключать линию. Плюсом является уход системы от человеческого фактора (контролеров), что позволяет более точно снимать показания.

Таким образом, построение автоматизированной системы коммерческого учета электроэнергии на данном этапе, по сравнению с установкой обычных цифровых счетчиков трехфазного тока на промышленном предприятии, имеет единственный плюс–такая система позволит сделать обработку данных и сформировать отчет по расходу мощности на предприятии непосредственно из базы данных. Файл отчета не требует дополнительной обработки человеком и создается автоматически при помощи определенной программы.

2.2 Организация АСКУЭ с проведением опроса счетчиков переносным компьютером черезпреобразователь интерфейсов, модем.

Устраивание автоматизированной системы коммерческого учета электроэнергии с проведением опроса счетчиков через модем также является одним их самых дешевых и наиболее экономичных способов построения системы. Электросчетчики не объединены локальной сетью и вообще никак не связаны между собой. Интервьюирование производится через модем с помощью специальной навигатора-программы, размещенной на переносном ПЭВМ, которая формирует счета за электроэнергию в файл счета.

На ноутбуке необходимо иметь программное обеспечение, которое осуществляет запрос в микроконтроллер счетчика и полученную информацию переносит в базу данных компьютера для последующего формирования своей базы данных. Самосинхронизация времени и даты микроконтроллера устройства происходит при снятии показаний автоматически без участия оператора.

Самосинхронизация даты и времени ноутбука с датой и временем сервера происходит в автоматическом режиме при соединении с сервером компании для передачи данных. Соединение осуществляется при помощи модема обоих компьютеров.

Минусом такого варианта построения системы является большая трудоемкость для опроса всех счетчиков на заданном участке электросети. Вторым минусом является проблема отключения задолжников от электросети, так как при отключении необходимо сначала внести данные в микроконтроллер счетчика, а затем отключать линию. Плюсом является уход системы от человеческого фактора (контролеров), что позволяет более точно снимать показания.

Таким образом, построение автоматизированной системы коммерческого учета электроэнергии на данном этапе, по сравнению с установкой обычных цифровых счетчиков трехфазного тока на промышленном предприятии, имеет единственный плюс–такая система позволит сделать обработку данных и сформировать отчет по расходу мощности на предприятии непосредственно из базы данных. Файл отчета не требует дополнительной обработки человеком и создается автоматически при помощи определенной программы.

Рисунок 3 Организация опроса счетчиков персональным компьютером черезпреобразователь интерфейсов или модем.

2.3 Организация АСКУЭ с проведением автоматического опроса счетчиков локальным центром сбора и обработки данных

Устройство соединены локальной сетью. Запрос по параметрам электроэнергии происходит в точно установленное время по расписанию (см. рисунок 4). Информация о текущем состоянии электрической сети по заданному участку формирует базу данных. Самосинхронизация времени электросчетчиков происходит в автоматическом режиме в процессе интервьюирования с датой и временем сервера.

На сервере происходит обработка сведений и создание основнойбазы данных. Скорость обработки информации и создание основной базы данных зависит от количества юзеров, количества считывающих устройств на электроучастке и интервалов их профиля, а также от сложности математических действий.

Локальная БД может функционировать либо под MSAsses, либо подORASLE8.XY. Сбор данных в БД происходит периодически с заданными интервалами.

Рисунок4 Организация автоматического опроса счетчиков локальным центром сбора и обработки данных.

2.4Организация многоуровневой АСКУЭ для территориально распределенного среднего и крупного предприятия или энергосистемы

Все измерительные приборы соединены между собой локальной сетью для передачи данных. Опрос электросчетчиков происходит по заданному графику.

В данной автоматизированной системе коммерческого учета существует два подуровня организации учета электроэнергии. Первый уровень не всегда связан с сервером локальной сетью и может опрашиваться при помощи переносного компьютера. Информация с электросчетчиков формирует базу данных первого уровня, здесь также может происходить обработка информации.

В центрах сбора данных второго уровня осуществляется дополнительное агрегирование и структурирование информации, запись ее в БД центров сбора данных второго уровня. При таком способе организации АСКУЭ в качестве БД рекомендуется использоватьORASLE8.XY.

Основная конфигурация программного комплекса Омега ЦЕНТР позволяет организовать параллельный сбор данных по четырем, восьми, шестнадцать итридцати двух каналов связи. При шестнадцати или тридцати двух каналах необходимо использовать 8-процессорный сервер ETegroHyperionRS830 G3 на базе IntelXeon E7 в качестве коммуникационного сервера. Каналы связи могут быть выделенными, коммутируемыми, а также может использоваться прямое соединение.

Рисунок 5 Организация многоуровневой АСКУЭ для территориально распределенного среднего и крупного предприятия или энергосистемы.

Между электросчетчиком и сервером иногда устанавливают центры сбора данных, в качестве промежуточного звена для хранения данных. Необходимость в центре сбора данных отпадает при небольшом количестве электросчетчиков на участке. Между центрами сбора данных первого и второго уровня существует взаимодействие по каналам связи. Различают выделенные каналы связи (то есть прямое проводное соединение, соединяющее два устройства), коммутируемые (сервис, позволяющий компьютеру, используя общую телефонную сеть, подключаться к устройству) а также прямое соединение по локальной сети. Запрос из базы данных сервера первого уровня для сервера второго уровня происходит в автоматическом режиме.

2.5 Преимущества построения однородной системы АСКУЭ

Для построения автоматизированной системы коммерческого учета электроэнергии на предприятии, ее можно сделать неоднородной и более дешевой. При этом будут использоваться различные технические достижения от разных заводов-изготовителей. Такая система будет называться неоднородной и стоить сравнительно дешевле, чем однородная.

Однако имеется ряд существенных недостатков, очень сильно снижающих эффективность данной системы: во-первых, используемое программное обеспечение имеет разных производителей; во-вторых, будет затруднен ремонт используемых устройств, так как необходимо иметь довольно большую ремонтную базу; в-третьих, обучение обслуживающего персонала также представляется проблемой, поскольку обучение необходимо производить в разных организациях; в-четвертых, привлечение большего количества специалистов за счет неоднорости данной системы.Таким образом, при экономии затрат в первоначальном случае, в последующем при эксплуатировании системы денежный убыток неизбежен.

При построении же однородной автоматизированной системы коммерческого учета проблем, возникающих с разным программным обеспечением, удается избежать. Благодаря этому система сразу вводится в действие, программное обеспечение не конфликтует между собой. Большинство серьезных фирм, занимающихся разработкой систем АСКУЭ, проектируют свои системы как однородные. Примером такого технического решения является АСКУЭ "АльфаЦЕНТР" от "АББ ВЭИ Метроника", г.Москва.


3Современные автоматизированные системы контроля и учета энергоресурсов (АСКУЭ)

3.1 Автоматизированная система коммерческого учета энергоресурсов (АСКУЭ) "ТСУ Пчела”

Устройство сбора данных представляет собой шестнадцатиканальный измерительный преобразователь импульсных входных сигналов, поступающих с телеметрических выходов счетчиков электрической энергии. Устройство сбора данных служит для сбора измерительной информации и выдачи полученных данных в заданном формате в линию связи для использования этих данных в телемеханической системе учета (ТСУ) "ПЧЕЛА" и других многоуровневых автоматизированных системах учета и контроля электроэнергии.

Допускается применение устройства сбора данных для построения систем учета других видов энергии и других физических величин, если для таких систем пригодны алгоритмы накопления информации, используемые в устройстве сбора данных.

Устройство сбора данных обеспечивает прием и накопление измерительной информации в виде импульсов, число которых пропорционально измеренному приращению энергии, поступающих от шестнадцати счетчиков электрической энергии, снабженных импульсными датчиками. Каждые 10 секунд накопленную измерительную информацию устройство сбора данных передает в канал связи.

Устройство сбора данных обеспечивает индикацию состояния входных каналов и передаваемых кодовых посылок при подключенной к выходу нагрузке.

Основные преимущества устройства сбора данных "ПЧЕЛА":

  •  повышенная надежность и невысокая стоимость, что обеспечивается простотой конструкции, применением современной элементной базы, материалов и оборудования;
  •  расширенный диапазон рабочих температур (от -40 °С до +70 °С), допускающий использование в неотапливаемых помещениях;
  •  расширенный диапазон напряжений электропитания от сети переменного тока напряжением (130 ... 260) В или (80... 120) В и частотой (50±1) Гц;
  •  повышенная степень защиты от попадания внешних твердых предметов и воды (УСД соответствует исполнению 1Р51 по ГОСТ 14254);
  •  удобство поверки.

Основные функции и технические характеристики.

УСД предназначен для непрерывной работы. После случайных перерывов в электропитании устройства сбора данных автоматически восстанавливает свою работоспособность.

Требования к параметрам импульсов тока, формируемых датчиками:

  •  ток канала в состоянии "разомкнуто" с учетом помех - не более 1 мА;
  •  ток канала в состоянии "замкнуто" с учетом помех - не менее 6 мА;
  •  период следования импульсов - не менее 200 ( 100 ) мс;
  •  минимальная длительность импульсов и пауз - не менее 100 ( 20 ) мс.

Длина линии связи от датчика до устройства сбора данных должна быть не более 3 км при сопротивлении линии связи не более 190 Ом/км и емкости линии не более 0,1 мкФ/км. Общее сопротивление датчика и линии связи не должно превышать 1350 Ом.

Длина линии связи от устройства сбора данных до приемника измерительной информации не более 10 км при сопротивлении линии не более 190 Ом/км и емкости линии не более 0,1 мкФ/км.

Устройство сбора данных ограничивает ток входного канала на уровне (10±3) мА при общем сопротивлении датчика и линии связи не более 1350 Ом. Входные цепи устройства сбора данных распознаютсостояние датчиков "разомкнуто" при токе канала менее 1 мА и состояние "замкнуто" при токе канала более 6 мА.УСД обеспечивает гальваническую развязку входных и выходных цепей.

Устройство сбора данных формирует тестовый сигнал для контроля функционирования своих входных каналов и вспомогательных целей в виде меандра с частотой 1 или 10 Гц.

Выходной сигнал устройства сбора данных представляет собой шестнадцатиканальный измерительный преобразователь импульсных входных сигналов, поступающих с телеметрических выходов счетчиков электрической энергии. Устройство сбора данных служит для сбора измерительной информации и выдачи полученных данных в заданном формате в линию связи для использования этих данных в телемеханической системе учета (ТСУ) "ПЧЕЛА" и других многоуровневых автоматизированных системах учета и контроля электроэнергии.

Допускается применение устройства сбора данных для построения систем учета других видов энергии и других физических величин, если для таких систем пригодны алгоритмы накопления информации, используемые в устройстве сбора данных.

Устройство сбора данных обеспечивает прием и накопление измерительной информации в виде импульсов, число которых пропорционально измеренному приращению энергии, поступающих от шестнадцати счетчиков электрической энергии, снабженных импульсными датчиками. Каждые 10 секунд накопленную измерительную информацию устройство сбора данных передает в канал связи.

Устройство сбора данных обеспечивает индикацию состояния входных каналов и передаваемых кодовых посылок при подключенной к выходу нагрузке.

Основные преимущества устройства сбора данных "ПЧЕЛА":

  •  повышенная надежность и невысокая стоимость, что обеспечивается простотой конструкции, применением современной элементной базы, материалов и оборудования;
  •  расширенный диапазон рабочих температур (от -40 °С до +70 °С), допускающий использование в неотапливаемых помещениях;
  •  расширенный диапазон напряжений электропитания от сети переменного тока напряжением (130 ... 260) В или (80... 120) В и частотой (50±1) Гц;
  •  повышенная степень защиты от попадания внешних твердых предметов и воды (УСД соответствует исполнению 1Р51 по ГОСТ 14254);
  •  удобство поверки.

Основные функции и технические характеристики.

УСД предназначен для непрерывной работы. После случайных перерывов в электропитании устройства сбора данных автоматически восстанавливает свою работоспособность.

Требования к параметрам импульсов тока, формируемых датчиками:

  •  ток канала в состоянии "разомкнуто" с учетом помех - не более 1 мА;
  •  ток канала в состоянии "замкнуто" с учетом помех - не менее 6 мА;
  •  период следования импульсов - не менее 200 ( 100 ) мс;
  •  минимальная длительность импульсов и пауз - не менее 100 ( 20 ) мс.

Длина линии связи от датчика до устройства сбора данных должна быть не более 3 км при сопротивлении линии связи не более 190 Ом/км и емкости линии не более 0,1 мкФ/км. Общее сопротивление датчика и линии связи не должно превышать 1350 Ом.

Длина линии связи от устройства сбора данных до приемника измерительной информации не более 10 км при сопротивлении линии не более 190 Ом/км и емкости линии не более 0,1 мкФ/км.

Устройство сбора данных ограничивает ток входного канала на уровне (10±3) мА при общем сопротивлении датчика и линии связи не более 1350 Ом. Входные цепи устройства сбора данных распознаютсостояние датчиков "разомкнуто" при токе канала менее 1 мА и состояние "замкнуто" при токе канала более 6 мА.УСД обеспечивает гальваническую развязку входных и выходных цепей.

Устройство сбора данных формирует тестовый сигнал для контроля функционирования своих входных каналов и вспомогательных целей в виде меандра с частотой 1 или 10 Гц.

Выходной сигнал устройства сбора данных представляет собой три идентичных кодовых посылки, передаваемых двухполярным кодовым сигналом с ограничением тока на уровне (10±3) мА на нагрузке сопротивлением от 0 до 2 кОм со скоростью 100 бод.Потребляемая УСД мощность не превышает 15 ВА.Предел допускаемого значения относительной погрешности передачи данных в каналах устройства сбора данных -±0.1 % при числе принятых импульсов не менее 10 000.

Устройство сбора данных устойчив к воздействию синусоидальных вибраций с параметрами, соответствующими группе F1 по ГОСТ 12997.Уровень радиопомех, создаваемых устройство сбора данных, не превышает значений, установленных в ГОСТ 29216 для класса В. Устройство сбора данных устойчив к воздействию переменного внешнего магнитного поля частотой (50±1) Гц с напряженностью 400 А/м.Средняя наработка на отказ 350 000 часов.Средний срок службы устройство сбора данных 30 лет.Габаритные размеры устройство сбора данных (без кабельных разъемов и шнура питания) - не более 180 ммх120 мм*120 мм.Масса устройство сбора данных не более 1,5 кг.

Архиватор "Пчела АР-1".

Архиватор предназначен для съема получасовых данных с модулей сбора информации (МСИ) семейства "ПЧЕЛА" и последующего переноса их на персональный компьютер, а также для коррекции внутренних часов модулей сбора информации "ПЧЕЛА". Архиватор используется в случаях повреждения или отсутствия других средств связи между персональным компьютером и системами сбора информации на базе модулей сбора информации "ПЧЕЛА".

Основные функции и технические характеристики.

Архиватор представляет собой микропроцессорное устройство с энергонезависимой FLASH-памятью и дисплеем, отображающим режимы его работы, текущее время модулей сбора информации, коды возможных ошибок и другую служебную информацию.

Перед началом работы архиватор подключается к персональному компьютеру и в него загружается задание на архивирование программой "ТСУ ПЧЕЛА. СЕРВИС", входящей в комплект поставки.

Архиватор, подключенный кмодулей сбора информации (или сети модулей сбора информации) по двухпроводному интерфейсу (моноканалу) устанавливает связь с модулей сбора информации и считывает из них получасовые архивы в соответствии с загруженным заданием.

Архиватор позволяет считывать и при необходимости корректировать текущее время МСИ в пределах ±2 мин. При расхождении часов более чем на 2 минуты, необходимо процедуру коррекции времени производить в несколько приемов, каждый раз изменяя показания часов в пределах ±2 минут.

Считанные архиватором данные сохраняются в энергонезависимой памяти и могут быть считаны при помощи персонального компьютера программой "ТСУ ПЧЕЛА. СЕРВИС".

Общая емкость памяти архиватора составляет 30000 получасовых интервалов (625 суток) по 16 измерительным каналам.Архиватор не вносит погрешность в переносимую информацию.

Питание архиватора осуществляется от опрашиваемых модулей сбора информации, а при работе с компьютером - от сети напряжением 220 Вольт через прилагаемый внешний адаптер питания с выходным постоянным напряжением 9 Вольт.

Архиватор устойчив к воздействию температуры окружающего воздуха от - 40°С до +70°С.Архиватор устойчив к воздействию переменного внешнего магнитного поля частотой (50±1) Гц с напряженностью 400 А/м.Габаритные размеры архиватора (без соединительных кабелей и адаптера питания) не более 120 ммх120 ммх60 мм.

Масса архиватора ( без соединительных кабелей и адаптера питания ) - не более 0.3кг.Для обеспечения возможности подключения архиватора к установленным на объекте МСИ рекомендуется смонтировать настенные 6-ти контактные телефонные розетки, соединив их с модулей сбора информации.

Модуль сбора информации "Пчела".

Модуль сбора информации представляет собой многоканальный, многофункциональное программируемое УСПД - измерительный преобразователь входных сигналов, поступающих с телеметрических и цифровых выходов счетчиков электрической энергии (режимы работы МСИ "1" и "3") или с выходов устройств сбора данных типа Е441,УСД "Пчела" и им подобных (режим работы МСИ "2").

Модуль сбора информации служит для сбора, накопления, предварительной обработки измерительной информации и выдачи полученных данных в заданном формате в линию связи для использования этих данных в телемеханической системе учета (ТСУ) "ПЧЕЛА" и других многоуровневых автоматизированных системах учета и контроля электроэнергии.

Допускается применение модуля сбора информации для построения систем учета других видов энергии и других физических величин при условии, что выходные сигналы первичных источников информации и алгоритмы обработки аналогичны используемым в МСИ.

Основные преимущества МСИ "ПЧЕЛА":

  •  повышенная надежность и невысокая стоимость, что обеспечивается простотой конструкции, применением современной элементной базы, материалов и оборудования;
  •  расширенный диапазон напряжений электропитания от сети переменного тока напряжением (130 ... 260) В или (80...120) В и частотой (50±1) Гц;
  •  удобство поверки.

Основные функции и технические характеристики.

МСИ может работать в одном из трех режимов.

1. Режим "1" (режим терминала).

В этом режиме МСИ обеспечивает прием измерительной информации от шестнадцати счетчиков электрической энергии в виде импульсов, число которых пропорционально измеренному приращению энергии . При этом в МСИ формируется и передается по запросу в линию связи следующая информация:

  •  количество импульсов по каналам учета по трехминутным интервалам за последние 2 часа;
  •  количество импульсов по каналам учета по получасовым интервалам за последние 80 суток;
  •  количество импульсов по каналам учета нарастающим итогом;

При наличии запрограммированных параметров учета при запросе дополнительно формируется следующая информация:

  •  количество энергии по каналам учета по получасовым интервалам за последние 80 суток;
  •  количество энергии по группам учета (до 16 групп, до 16 каналов в каждой) по получасовым интервалам за последние 80 суток;
  •  показания счетчиков по каналам учета;

2. Режим работы "2" (режим концентратора).

В этом режиме МСИ обеспечивает прием и накопление измерительной информации по каждому каналу учета, поступающей в виде кодовых посылок от шестнадцати шестнадцатиканальных устройств сбора данных (УСД) типа УСД "ПЧЕЛА", Е?441, Е?441М, МСИ в режиме "3" и др. (до 256 каналов учета). При этом в МСИ формируется и передается по запросу в линию связи следующая информация:

  •  количество импульсов по каналам учета по трехминутным интервалам за последние 30 минут;
  •  количество импульсов по каналам учета по получасовым интервалам за последние 5 суток;
  •  количество импульсов по каналам учета нарастающим итогом;

При наличии запрограммированных параметров учета при запросе дополнительно формируется следующая информация:

  •  количество энергии по каналам учета по получасовым интервалам за последние 5 суток;
  •  количество энергии по группам учета (до 16 групп, до 256 каналов в каждой) по получасовым интервалам за последние 5 суток;

3. Режим работы "3" (режим УСД).

В этом режиме, как и в режиме "1", МСИ обеспечивает прием и накопление измерительной информации в виде импульсов, число которых пропорционально измеренному приращению энергии, поступающих от шестнадцати счетчиков электрической энергии. Каждые 10 секунд накопленную измерительную информацию МСИ передает в канал связи в виде трех идентичных кодовых посылок в формате, используемом в устройствах Е-441, Е-441М.

Выбор режима работы МСИ "1" или "2" осуществляется программным образом с использованием ПЭВМ и сервисной программы "ТСУ ПЧЕЛА. СЕРВИС", входящей в комплект поставки. Режим работы МСИ "3" устанавливается специальной комбинацией перемычек, устанавливаемых на внешнем разъеме.

УСД предназначен для непрерывной работы. После случайных перерывов в электропитании УСД автоматически восстанавливает свою работоспособность.

В режимах работы "1" и "2" МСИ обеспечивает:

  •  программирование параметров учета (коэффициенты каналов учета, состав групп учета, начальные показания счетчиков) с помощью ПЭВМ и сервисной программы, входящей в комплект поставки;
  •  накопление и хранение числа импульсов для каждого канала учета по трех- и тридцатиминутным интервалам и нарастающим итогом;
  •  расчет значений энергии за получасовые интервалы по каналам и группам учета и текущих показаний счетчиков;
  •  обмен информацией с внешними устройствами по интерфейсу RS?232C(рекомендация МККТТ V28);
  •  управление модемом для связи по выделенному или коммутируемому телефонному или радиоканалу, изменение скорости обмена в зависимости от качества канала связи;
  •  выработку текущего астрономического времени (секунды, минуты, часы) и календаря (число, месяц, год) и его корректировку с помощью ПЭВМ или сигналов точного времени (при подключении радиотрансляционной линии);
  •  ведение журнала учета работы МСИ, в котором автоматически фиксируются факт и время каждого исчезновения и восстановления электропитания, а также программирования параметров режимов работы. При этом информация, хранящаяся в журнале доступна только для считывания; задание параметров тестовых сигналов, служащих для контроля входных каналов МСИ.

Дискретность отсчета и установки времени в МСИ составляет 1 секунду. Установка времени в МСИ может производиться как от ПЭВМ верхнего уровня, так и отрадиотрансляционной сети по ГОСТ 11515 с номинальным напряжением 30В. МСИ допускает изменение значения времени не более чем на ±2 минуты от ПЭВМ и не более чем на ±30 секунд от сигналов точного времени и не ранее, чем через 24 часа после предыдущего изменения.

МСИ имеет программную коррекцию точности хода внутренних часов. Положительное (отрицательное) значение коэффициента коррекции показывает, за сколько минут внутренние часы МСИ отстают (опережают) от астрономического времени на одну секунду. Значение коэффициента коррекции указывается изготовителем в формуляре.

МСИ формирует и хранит в памяти:

  •  конфигурацию каналов (режим работы);
  •  значение коэффициента коррекции К;
  •  номер версии встроенного программного обеспечения МСИ;
  •  текущее время МСИ;
  •  время последней коррекции хода внутренних часов;
  •  наличие у МСИ запросов на установку времени или рестарт;

МСИ имеет встроенный источник питания постоянного тока, обеспечивающий сохранность всех имеющихся в памяти данных и непрерывную работу встроенных часов МСИ (для соответствующих видов исполнения) при отключении основного и резервных источников электропитания в течение не менее 5 лет.

МСИ предназначен для непрерывной работы. После случайных перерывов в электропитании МСИ автоматически восстанавливает свою работоспособность.

Требования к параметрам входных сигналов.

Требования к параметрам импульсов тока, формируемых датчиками, установленными на входах МСИ в режимах работы "1" и "3":

  •  период следования импульсов должен быть не менее 50 мс;
  •  минимальная длительность импульсов (пауз) должна быть не менее 20 мс;
  •  ток канала в состоянии "разомкнуто" с учетом помех должен быть не более 1 мА;
  •  ток канала в состоянии "замкнуто" с учетом помех должен быть не менее 6 мА.

Требования к параметрам сигналов, формируемых источниками информации навходах МСИ в режиме работы 2:

  •  скорость передачи информации 100 Бод;
  •  структура кодовой посылки должна соответствовать Приложению 1;
  •  ток канала в состоянии логической "1" с учетом помех должен быть не менее 6 мА;
  •  ток канала в состоянии логического "0" с учетом помех должен быть не более 1 мА (допускается подача тока обратного направления до 10 мА).

Длина линии связи от датчика до МСИ ( режим работы "1" или "3" ) должна бытьне более 3 км при сопротивлении линии связи не более 190 Ом/км и емкости линиине более 0,1 мкФ/км. Общее сопротивление датчика и линии связи не должнопревышать 1350 Ом.

Длина линии связи от МСИ, работающего в режиме "3", до приемника измерительной информации не более 10 км при сопротивлении линии не более 190 Ом/км и емкости линии не более 0,1 мкФ/км.

МСИ обеспечивает доступ ПЭВМ, подключенной к данному МСИ, к любому другому МСИ системы, соединенному с данным МСИ специальной двухпроводной линией связи (RS-485) при полной длине не более 10 км при сопротивлении линии не более 190 Ом/км и емкости линии не более 0,1 мкФ/км., а также обеспечивает прием информации от счетчиков с цифровым выходом (например счетчики Альфа) через преобразователь-модем Пчела УПС1-8 , УПС1-2.

МСИ обеспечивает возможность передачи информации по интерфейсу RS-232С непосредственно по выделенному каналу связи (официальное ограничение на длинуэкранированного канала связи по стандарту RS-232C- 15 м) и через модем по выделенному или коммутируемому каналу связи.

Скорость обмена выбирается по команде ПЭВМ верхнего уровня в зависимости от типа каналообразующей аппаратуры и качества канала связи из ряда следующих возможных значений: 50, 100, 300, 600, 1200, 1800, 2400, 9600, 19200 или 38400 бод.

МСИ обеспечивает подачу постоянного напряжения (12±1,2)В для питания датчиков, подключаемых ко входам МСИ в режимах работы "1" и "3".

МСИ ограничивает ток входного канала на уровне (10±3) мА при общем сопротивлении датчика и линии связи не более 1350 Ом. Входные цепи МСИ распознают состояние датчиков "разомкну то" при токе канала менее 1 мА и состояние "замкнуто" при токе канала более 6 мА.МСИ обеспечивает формирование следующих тестовых сигналов.

В режимах "1" и "3" - сигнал в виде меандра, имитирующий поступление сигналов от датчиков. Параметры сигнала задаются программно в пределах:период следования тестовых импульсов от 40 мс до 60 с с точностью ±5%; количество периодов повторения от 1 до 65534 или непрерывно.

Потребляемая МСИ мощность не превышает 10 ВА.

МСИ в соответствующих видах исполнения работает от внешнего резервного источника питания постоянного тока напряжением (12...30) В с учетом пульсаций. Потребляемая при этом мощность не превышает 20 ВА.

МСИ обеспечивает гальваническую развязку входных и выходных цепей.

МСИ обеспечивает индикацию состояния входных каналов а также принимаемых и передаваемых кодовых посылок.

Метрологические характеристики для рабочих условий применения.

Режим работы "1":

  •  относительная погрешность передачи данных в каналах МСИ не превышает 0,1 % при числе принятых импульсов не менее 10 000;
  •  абсолютная погрешность расчета приращения электроэнергии за получасовой интервал для отдельного канала учета не превышает 0.5 Вт-ч (Вар-ч);
  •  абсолютная погрешность расчета приращения электроэнергии за получасовой интервал для отдельной группы учета с доверительной вероятностью Р = 0.95 не превышает Цп/3 Вт-ч (Вар-ч), где n- количество каналов в группе;
  •  абсолютная погрешность расчета текущих показаний счетчика электроэнергии не превышает 0.5 КВт-ч (КВар-ч);
  •  погрешность хода внутренних часов МСИ не превышает 2 с в сутки.

Режим работы "2":

  •  вероятность искажения элементарного сигнала (бита) при приеме и обработке информационной посылки не превышает 0.00001;
  •  абсолютная погрешность расчета приращения электроэнергии за получасовой интервал для отдельного канала учета не превышает 0,5 Вт-ч (Вар-ч);
  •  предел допускаемого значения абсолютной погрешности расчета приращения электроэнергии за получасовой интервал для отдельного канала учета равен 0.5 Вт-ч (Вар-ч);
  •  абсолютная погрешность расчета приращения электроэнергии за получасовой интервал для отдельной группы учета с доверительной вероятностью Р = 0,95 не превышает Цп/3 Вт-ч (Вар-ч), где п - количество каналов в группе;
  •  погрешность хода внутренних часов МСИ не превышает 2 с в сутки.

Режим работы "3":относительная погрешность передачи данных в каналах МСИ не превышает 0.1 % при числе принятых импульсов не менее 10 000.

МСИ устойчив к воздействию температуры окружающего воздуха от минус 40°С до 70°С.Уровень радиопомех, создаваемых МСИ, не превышает значений, установленных в ГОСТ 29216-91 для класса В.МСИ устойчив к воздействию переменного внешнего магнитного поля частотой (50±1) Гц с напряженностью 400 А/м.По степени защиты от попадания внутрь твердых посторонних тел МСИ соответствует исполнению 1Р40 по ГОСТ 14254.Средняя наработка на отказ 350 000 часов.

Средний срок службы МСИ 15 лет.Габаритные размеры МСИ ( без кабельных разъемов, адаптера питания и панели крепления ) не более 60 ммх210 ммх310 мм.Масса МСИ без кабельных размеров, адаптера питания и панели крепления не более 2 кг. Масса в комплекте поставки не более 2,5 кг.

Устройство преобразования сигналов (модем) "ПЧЕЛА УПС-1".

Изделие предназначено для организации обмена данными между интерфейсами RS232С или ИРПС, применяемых в различных приборах, и моноканалом на основе интерфейса RS485, используемом в телемеханической системе учета (ТСУ) "ПЧЕЛА" и других многоуровневых автоматизированных системах.Основные преимущества:

  •  наличие буфера данных;
  •  широкий диапазон скоростей обмена и возможность работы интерфейсов на неодинаковых скоростях;
  •  возможность адресации;
  •  повышенная надежность и невысокая стоимость, что обеспечивается простотой конструкции, применением современной элементной базы, материалов и оборудования;
  •  расширенный диапазон рабочих температур (от -40 °С до +70 °С), допускающий использование в неотапливаемых помещениях;
  •  расширенный диапазон напряжений электропитания от сети переменного тока напряжением (130 ... 260) В или (80...120) В и частотой (50±1) Гц;
  •  наличие гальванической развязки и эффективной защиты от перенапряжений.

Основные функции и технические характеристики.

Модем "ПЧЕЛА УПС-1" организует обмен данными между интерфейсами RS232С или ИРПС и моноканалом на основе интерфейса RS485 с гальванической развязкой. Интерфейсы имеют одинаковые приоритеты. Направление обмена определяется очередностью поступления пакетов. С момента начала приема пакета по одному из интерфейсов и до окончания его передачи по другому интерфейсу, все принимаемые по другому интерфейсу пакеты игнорируются.Максимальная длина пакета составляет 118 байт.

Модем может формировать тестовые сигналы для контроля функционирования каналов связи.Модем комплектуется внешним адаптером питания с выходным постоянным напряжением 9 В. Мощность, потребляемая модемом от сети 220 В 50 Гц не превышает 5 ВА.Модем предназначен для непрерывной работы. После случайных перерывов в электропитании модем автоматически восстанавливает свою работоспособность. Индикация всех режимов работы устройства осуществляется светодиодным индикатором, расположенным на корпусе.

Программирование параметров модема производится по интерфейсу RS232Cс помощью персонального компьютера и программы ТЦЫЕ.ЕХЕ, входящей в комплект поставки.Модем может работать в двух протоколах.

Протокол "УНИВЕРСАЛЬНЫЙ" предназначен для работы с любыми устройствами, имеющими интерфейс RS232C. Размер пакета определяется по интервалу между передаваемыми байтами. Длительность интервала задается при программировании устройства. При работе в универсальном протоколе возможно задание сетевого адреса устройства. В этом случае первым байтом каждого пакета в моноканале RS-485 является адресный байт. Устройство принимает пакеты только в случае совпадения адресного байта с сетевым адресом, заданным при программировании устройства. Адрес задается в пределах 1...63. В интерфейс RS-232С адресный байт не передается.

Протокол "МСИ ПЧЕЛА" используется в сетях, содержащих только МСИ " ПЧЕЛА". Этот протокол имеет повышенную помехоустойчивость и быстродействие.

Формат передачи данных в моноканале - синхронный с битстаффингом. Скорость передачи задается при программировании и может принимать следующие значения: 16000, 8000, 4000, 2000, 1000, 500, 250 и 125 бит/с. Скорость приема определяется автоматически. При работе в разветвленных каналах большой длины необходима установка терминаторов на концах линий связи.

Обмен по RS232Cасинхронный в формате: старт-бит, 8 битов данных, стоп-бит. Четность не используется. Скорость обмена задается при программировании устройства из ряда: 1200, 2400, 4800, 9600, 19200 бит/с.

Для нормальной работы модема необходимо, чтобы один из сигналов DTRили RTSнаходились в активном состоянии. При установке в активное состояние линии TxD( сигналBreak) в моноканал выдается тестовый меандр. Для связи с медленно действующими устройствами может устанавливаться интервал между байтами. Длительность интервала программируется в пределах 0.. .90 мс.

Длина линии связи от модема "ПЧЕЛА УПС-1" до приемника сигналов по RS485 не более 10 км при сопротивлении линии не более 190 Ом/км и емкости линии не более0,1 мкФ/км.

Длина линии связи от модема "ПЧЕЛА УПС-1" до приемника сигналов по интерфейсу RS232 - не более 15 м.Модем устойчив к воздействию переменного внешнего магнитного поля частотой (50±1) Гц.Средняя наработка на отказ 300 000 часов.Габаритные размеры модема ( без кабелей и адаптера питания ) не более 60 ммх120 ммх30 мм.Масса модема без кабельных размеров не более 0,2 кг. Масса в комплекте поставки не более 0,5 кг.

Структура и состав первого уровня системы-уровня контроллеров.

АСКУЭ "ТСУ Пчела" является объектно-ориентированной, имеет переменный состав оборудования. В АСКУЭ "ТСУ Пчела" могут входить: первичные приборы учета энергоресурсов (счетчики электроэнергии, счетчики Альфа, УСПД "Мегадата", УСПД "Эком-3000", теплорегистратор "Карат", теплоэнергоконтроллер "ТЭКОН", приборы серии "СПТ", "СПГ", приборы фирмы "ВЗЛЕТ" и т.п.);

Основными составными частями АСКУЭ "ТСУ Пчела" являются УСПД, компонуемые из семейства контроллеров "Пчела" и персональные компьютеры локальных или распределенных сетей.

Семейство контроллеров Пчела:

Контроллер УСПД "МСИ Пчела" (внесен в госреестр под № 2311) - обеспечивает прием импульсных сигналов от первичных приборов по 16-ти входам и цифровой информации по интерфейсу RS-485 от контроллеров УПС-1-2А и УПС-1-8А, обработку и выдачу накопленной информации по запросу компьютера по независимым интерфейсам RS-232 и RS-485 (Краткое описание. Приложение 1)

Контроллер "Пчела-УСД" (внесен в госреестр под № 10911) - обеспечивает прием импульсных сигналов от первичных приборов по 16-ти входам и выдачу накопленной информации с интервалом 10 сек. на "МСИ Пчела", соответствует по характеристикам УСД типа Е-441, Е-441М.

Контроллер "Пчела - ТС 16" - обеспечивает прием релейных сигналов типа "сухой контакт" по 16-ти входам и выдачу информации с интервалом 10 сек. на МСИ Пчела.

Контроллер "Пчела-ТС32" - обеспечивает прием релейных сигналов типа "сухой контакт" по 32-ум входам и выдачу информации с интервалом 10 сек. на МСИ Пчела.

Контроллер "Пчела -УПС-1" преобразователь-модем обеспечивает преобразование интерфейса RS232 в RS485 и наоборот

Контроллер "Пчела - ТУ" устройство управления исполнительными механизмами.

Контроллер "Пчела - ТИ" преобразователь аналоговых входных сигналов, поступающих от различных датчиков.

Контроллер "Пчела-УПС1-2А" преобразователь-модем на два счетчика "Альфа" позволяет подключать два счетчика "Альфа" и организовывать с ними устойчивую связь на любой скорости.

Контроллер "Пчела-УПС1-8А" преобразователь-модем на восемь счетчиков "Альфа" позволяет подключать восемь счетчиков "Альфа" и организовывать с ними устойчивую связь на любой скорости.

Контроллер "Пчела-АР" Архиватор для ручного снятия информации с МСИ "Пчела" и со счетчиков "Альфа".

Примеры построения системы:

Построение системы производится, как правило, по двухпроводным линиям связи в существующих кабельных сетях предприятий. При отсутствии двухпроводных каналов связи применяются коммутируемые (в том числе "сотовые" и "спутниковые") или радиоканалы связи. В системе может применяться, например, радиомодем "Невод-1", работающий на "брелковой" частоте.

Сбор информации от контроллеров осуществляется по стандарту RS-485. На одну двухпроводную линию связи (в существующих кабельных сетях предприятия) длиной до 10-ти километров может быть подключено до 30-ти контроллеров. У каждого из контроллеров имеется помимо интерфейса RS-485 независимый интерфейс RS-232, к которому может быть подключено любое устройство для считывания информации, например, персональный компьютер или модем удаленного доступа. Магистраль интерфейса RS-485 является общей для всех контроллеров. Практически возможна одновременная работа двух пользователей информации - два персональных компьютера или компьютер и модем удаленного доступа.

Для совершенно независимого съема информации может быть создана вторая совершенно независимая магистраль интерфейса RS-485, при этом подключение к компьютеру или модему производится через контроллеры "Пчела УПС-1".

Счетчики электрической энергии с числоимпульсным выходом подключают к системе через УСПД "МСИ Пчела" (к одному МСИ Пчела может быть подключено 16 счетчиков через линии связи длиной до 3-х километров).

Счетчики электрической энергии с цифровым выходом могут быть подключены к МСИ Пчела или системе черезпреобразователи интерфейса Пчела УПС-1-2А (два счетчика) или УПС-1-8А (восемь счетчиков).

Контроллеры других производителей ("Мегадата", "Тэкон10", "Карат" и т.д.) подключаются к системе через преобразователь интерфейса Пчела УПС- Следует подчеркнуть, что к одной магистрали RS-485 могут быть подключены контроллеры различных производителей.

Структура и состав второго уровня системы-уровня программно-сетевого обеспечения.

Программное обеспечение ПЭВМ : функционирует под управлением ОС Windows- 95, 98, NT, 2000, в локальных сетях предприятия.

Универсальное программное обеспечение для предприятий и электрических сетей "Энергоучет".

Особенности:

Автоматический опрос счетчиков "Альфа", МСИ "Пчела", "Мегадата", "Тэкон", "Карат Эком-3000", "СПТ" и т. д., с использованием различных каналов связи и коммуникационного оборудования. Возможность ручного считывания информации с контроллеров УСПД "МСИ Пчела" и счетчиков "Альфа" (с помощью архиваторов) и ввода ее в базы данных.

Автоматическая синхронизация времени по сигналам точного времени в компьютере, счетчиках Альфа и контроллерах.Оперативный контроль параметров электропотребления одновременно по Сорока измерениям со световой и звуковой сигнализацией выхода за предельные значения.

Прогноз мощности на конец интервала измерения.Табличное и графическое представление данных по каналам и группам энергоучета. Вывод данных на монитор и принтер в виде таблиц и графиков. Быстрый и удобный просмотр и изменение конфигурации системы. Гибкое создание отчетных форм и таблиц для анализа.Произвольное определение зон суток, весовых коэффициентов и календарей позволяет обеспечить многотарифный учет. Предусмотрен механизм коррекции показаний системы по показаниям счетных механизмов счетчиков.В отчетные формы введена процедура замены счетчиков внутри отчетного интервала.

Предусмотрен экспорт отчетных форм в формат Excel. Разграничение доступа к функциям программы для различных категорий пользователей. Автоматическая фиксация в журнале действий оператора.Отображение информации на прорисованных схемах и рисунках в виде пиктограмм (включено, выключено, обрыв) и в виде текстовых сообщений о величине потребляемой мощности.Цветовая и звуковая сигнализация при выходе параметра за предельные значения.

Предусмотрено управление объектами по команде оператора.Организация передачи документов удаленным пользователям по коммутируемым и выделенным каналам связи (Удаленный клиент).Организация передачи состояний мнемосхем и рисунков по коммутируемым и выделенным каналам связи (Клиент мнемосхем).Организация передачи информации на сервер верхнего уровня по IPпротоколам.

Структура:

ПО "Энергоучет" состоит из следующих программных модулей:

1. Сервер опроса;

2. Сервер данных;

3. Сервер телемеханики (совмещен с сервером опроса);

4. Клиент удаленного доступа;

5. Клиент мнемосхем.

ПО "Сервер опроса" производит опрос контроллеров (Счетчиков "Альфа", МСИ "Пчела", "Мегадаты", " Эком-3000", "Тэкон", "Карат") и формирует базу данных в формате Paradoxна том же компьютере, где установлено ПО. База данных формируется в видеэнергии по получасовым и трехминутным интервалам по каждому каналу учета. ПО "Сервер опроса" обеспечивает создание локального узла сбора информации автоматизированной системы учета энергоресурсов, а для предприятий со сравнительно простой структурой энергоснабжения - системы в целом. ПО "Сервер опроса" выполняет все функции по отображению информации, описанные выше, кроме отображения информации в виде мнемосхем. При загрузке ПО "Сервер телемеханики" на этот же компьютер "Сервер опроса" дополняется функциями телемеханики. Кроме того, "Сервер опроса" формирует отправку ранее закодированной информации по прямым IPканалам или электронной почте в макете 63002 на SQLACSСервер АСКУЭ, разработки ОДУ Урала.

ПО "Сервер данных" производит опрос "Серверов опроса" и формирует обобщенную базу данных в формате Paradoxна том же компьютере, где установлено ПО "Сервер данных". База данных формируется в виде энергии по получасовым и трехминутным интервалам по каждому каналу учета. Каналом учета для ПО "Сервера данных" может быть как канал так и группа ПО "Сервера опроса".

ПО "Сервер данных" обеспечивает создание центрального пункта сбора информации распределенной системы автоматизированного учета энергоресурсов на предприятиях со сложной структурой энергоснабжения. Остальные все функции ПО "Сервер данных" аналогичны функциям, выполняемым ПО "Сервер опроса". ПО "Сервер данных" может быть установлено на компьютере, находящемся в одной компьютерной сети с компьютерами, на которых установлены ПО "Сервер опроса", либо компьютер ПО "Сервер опроса" может быть связан с компьютером ПО "Сервер данных" через последовательный порт (COM) выделенным или коммутируемым каналом.

ПО "Клиент удаленного доступа" предназначено для отображения информации, собранной и обработанной ПО "Сервер опроса" или ПО "Сервер данных", на удаленных компьютерах. ПО "Клиент удаленного доступа" является "тонким" клиентом и обеспечивает связь с ПО "Сервер опроса" или ПО "Сервер данных" как внутри одной компьютерной сети, так и через последовательные порты (COM) по выделенному или коммутируемому каналу. ПО "Клиент удаленного доступа" обладает всеми возможностями по отображению информации, что и ПО "Сервер данных", кроме отображения информации в виде мнемосхем. Конфигурация "Серверов" предусматривает фильтрацию данных и предоставляет каждому "Удаленному клиенту" только те данные, которые ему необходимы. Разграничения прав доступа к данным производится администратором системы при конфигурировании "Сервера".

ПО "Клиент" мнемосхем" предназначено для отображения информации на мнемосхемах и рисунках, собранной и обработанной ПО "Сервер опроса" и ПО "Сервер данных" на удаленных компьютерах. ПО "Клиент мнемосхем" обеспечивает связь с ПО "Сервер опроса" и ПО "Сервер данных" как внутри одной компьютерной сети, так и через последовательные порты (COM) по выделенной или коммутируемой паре. ПО "Клиент мнемосхем" позволяет отображать информацию (положение коммутационных аппаратов и текстовые сообщения о величине потребляемой мощности), на прорисованных схемах и рисунках.

3.2 Комплекс технических средств "Энергия"

Комплекс технических средств "Энергия" предназначен для измерения электрической энергии, обработки полученной по каналам учета информации и выдачи результатов обработки в виде таблиц, графиков, ведомостей на видеомонитор и печатающее устройство IBM PC/AT совместимого компьютера.

Комплекс технических средств "Энергия" предназначен также для построения автоматизированных систем учета и контроля электроэнергии и энергоносителей (АСУЭ) на предприятиях с развитой структурой энергопотребления.

АСУЭ, построенная на базе комплекса технических средств "Энергия", позволяет вести коммерческие расчеты за энергопотребление на предприятиях с любой схемой энергоснабжения. КТС "Энергия" внесен за номером 12730-91 в Госреестр средств измерений и имеет Сертификат Госстандарта РК за номером RK.C.34.033.A№11818.

АСУЭ, построенная на базе КТС "Энергия", может применяться на промышленных предприятиях, рассчитывающихся за потребляемую энергию по двухставочным и дифференцированным зонным тарифам; на электростанциях, подстанциях при организации учета выработки и перетоков энергии; на предприятиях Энергосбыта при организации оперативного сбора информации о выработке и потреблении электроэнергии и введении ограничений на электропотребление.

Связь в АСУЭ организуется: по выделенным двухпроводным симплексным линиям; по выделенным двухпроводным полудуплексным линиям; по телефонным линиям с использованием модемов; по радиоканалам,с применением средств связи КТС "КОРАТ" (изготовитель КТЦ " Автоматика и метрология", г.Ивантеевка, Московская обл.).Технические характеристики:

  •  Каналов учета электроэнергии 512/2048
    •  Каналов телесигнализации 512/2048
    •  Каналов телеуправления 256/1024
    •  Групп учета 256/512
    •  Глубина хранения 30-мин. информации 1 / 15 мес.
    •  Глубина хранения суточной информации 2 / 15 мес.
    •  Глубина хранения месячной информации 2 / 3 года
    •  Подключаемых устройств 32/64
    •  Погрешность измерения электроэнергии 0,1%

Используются операционные системы MSDOSи WINDOWSNT.

Дополнительное применение в составе комплекса технических средств «Энергия+» УСД Е443М3(EURO), Е443М4(EURO) и преобразователя «Исток-ТМ» позволяет организовать коммерческий и технический учет тепловой энергии и расходов жидких и газообразных энергоносителей в соответствии с ГОСТ 8.563-97 и «Правилами учета тепловой энергии и теплоносителей».

Таблица 3

Базовое программное обеспечение

Наименование

Функции программного обеспечения

Базовое программное обеспечение КТС "Энергия"

Непрерывный сбор, накопление и математическая обработка данных. Формирование отчетов по запросу и автоматически. Предоставление данных абонентам локальной вычислительной сети. Конвертирование архивов в формат DBF.

Программа "Супергенератор документов" (входит в состав БПО, отдельно не поставляется)

Состоит из 2 частей:

  •  " Суперкодировщик" предназначен для создания образца документа по желанию пользователя (ведомости, графики, блоксхемы и т.п.) на основе оперативной и накапливаемой информации. Позволяет использовать одновременно информацию КТС "Энергия", "Энергия-модем" и радиальных сетей "Энергия-микро" и "Энергия- микро-Т"
  •  • " Супергенератор" работает в составе БПО и предназначен для генерации документов по подготовленным образцам.

Программа " Межмашинная связь"

Передача данных, накапливаемых КТС "Энергия", в виде текстовых документов на другие компьютеры посредством Hayes-совместимых модемов по телефонной сети общего пользования. Обмен произвольными файлами между КТС " Энергия" и другими компьютерами по инициативе последних.

Комплекс технических средств (КТС) "ЭНЕРГИЯ-МОДЕМ".

Состав КТС "Энергия-модем":

  •  компьютерIBMPC (80286 - Pentium), оснащенный модемом;
    •  концентраторы сигналов в комплекте с модемами;
    •  устройства сбора данных Е443 - Е443М3, Е443-М96.

Базовое программное обеспечение КТС "Энергия-модем".

Автоматический опрос концентраторов сигналов, расположенных в пунктах контроля, многозадачный режим работы, диагностика оборудования.

Радиальная сеть преобразователей "ЭНЕРГИЯ-МИКРО-Т".

Состав радиальной сети преобразователь "Энергия-микро-Т":

  •  компьютерIBMPC(80386 - Pentium), оснащенный модемом (либо 3-проводными линиями связи);
    •  преобразователи "Энергия-микро-Т" в комплекте с модемами (либо 3-проводнымилиниями связи).

Таблица 4

Наименование и функции программного обеспечения радиальной сети преобразователей "ЭНЕРГИЯ-МИКРО-Т".

Наименование

Функции программного обеспечения

Базовое программное обеспечение (БПО) "Радиальная сеть "Энергия-микро-Т"

Регулярный опрос преобразователей " Энергия- микро-Т", расположенных в пунктах контроля. Накопление и математическая обработка данных. Формирование отчетов. Конвертирование архивов в формат DBF.

Совместно с БПО "Радиальная сеть преобразователей "Энергия-микро-Т" может использоваться программа "Супергенератор документов".

Специализированные программы КТС "ЭНЕРГИЯ".

Технические средства, необходимые для работы программ: компьютер IBMPC(80286 - Pentium), с установленной в нем платой ввода.

Таблица 5

Наименование и функции программного обеспечения

Наименование

Функции программного обеспечения

Программа

"ДЕ443-М96"

Обработка карты заказа устройства сбора данных Е443-М96, предназначенного для измерения потребления энергоносителя (пар, газ, вода) и тепловой энергии в составе КТС "Энергия" или автономно. Формирование управляющей программы для УСД и паспорта к нему.

Программа "Проверка УСД"

Проверка работоспособности устройств сбора данных Е443, Е443М1, Е443М2, Е443М3 и Е443-М96.

Устройство сбора данных Е443-М96.

Устройство обеспечивает одновременный учет различных видов измеряемой среды (газ, пар, вода и пр.) как методом переменного перепада давления (ГОСТ 8.563-97), так и другими методами с применением расходомеров с сигналом постоянного тока0-5, 4-20 мА.

Предназначено для работы как в составе КТС "Энергия", так и в автономном режиме с выдачей информации на счетчики импульсов СИ - 206.

Прием информации от датчиков телесигнализации (ТС).

Соответствует требованиям "Правил учета тепловой энергии и теплоносителя".

Автоматический переход на работу с дифманометром с более низким пределом измерения с целью расширения динамического диапазона измерения.

Двухпроводная линия симплексной связи (СИМ) на плату ввода в компьютере IBMPC/AT. Скорость передачи данных 100 б/c. Дальность передачи до 30 км.

Технические характеристики:

  •  напряжение питания ~(220±22) В;
    •  потребляемая мощность 30 ВА;
    •  диапазон рабочих температур от -10 до +40°С.

Рисунок 6 Внешний вид УСД Е443-М96.

Устройство сбора данных (УСД) с памятью Е443М2-01/02.

Обеспечивает подсчет импульсов от электросчетчиков, сбор данных от датчиков телесигнализации.

  •  Предварительная обработка полученных импульсов, данных и передача их в:
  •  в 2-х проводную линию симплексной связи (СИМ);
  •  в 2-х проводную линию полудуплексной связи (ПДС) по запросу.

Архивирование 5-ти минутных интервалов на глубину до 24суток.

Возможность подключения внешнего аккумулятора = (10..30)В.

Подключение на одну линию ПДС до 8 преобразователей "Энергия-микро" и/илиУСД Е443М2-01/02.

Двухпроводная линия полудуплексной связи на плату ПДС. Скорость передачи данных от 150 до 9600 б/с, дальность передачи до 15 км.

Двухпроводная линия симплексной связи на плату ввода. Скорость передачи данных 100б/с, дальность передачи до 20 км.

Каналы приема импульсов от электросчетчиков (СЧ) и датчиков телесигнализации (ТС) на расстоянии до 4 км. Имеют гальваническую развязку и встроенную грозозащиту. Технические характеристики:

  •  Напряжение питания ~(220±44)В.
    •  Потребляемая мощность 25ВА.
    •  Защита от ВЧ-помех и грозовых разрядов.
    •  Диапазон рабочих температур от 0 до 50°С.

С целью повышения надежности 100% импортная комплектация.

Рисунок 7 Устройство сбора данных Е443М2-01/02.

Устройство сбора данных Е443М3.

Измеряет входные сигналы постоянного тока 0-5, 4-20 мА с точностью ±0.1% и передает по двухпроводной линии связи в компьютер IBMPC/AT.

При использовании совместно с базовым программным обеспечением КТС "Энергия" программы " Термо-дебит" компьютер в центре АСУЭ обеспечивает: вычисление расхода различных видов измеряемой среды (газ, пар, вода и пр.); вычисление расхода и учет тепловой энергии с паром и водой по каждому трубопроводу, а также учет отпускаемой и потребляемой тепловой энергии.

Прием информации от датчиков телесигнализации (ТС).

Двухпроводная линия симплексной связи (СИМ) на плату ввода в компьютере IBM

PC/AT. Скорость передачи данных 100б/с. Дальность передачи до 30 км.

Технические характеристики:

  •  напряжение питания ~(220±22)В;
    •  потребляемая мощность 25 ВА;
    •  диапазон рабочих температур от -10 до +40°С.

Плата ПДС.

1. Обеспечивает асинхронный обмен данными с УСД и (или) преобразователями по 8 гальванически развязанным двухпроводным линиям связи:

  •  способ обмена - запрос от СВК - ответ от устройств;
    •  скорость передачи - 150, 300, 600, 1200, 2400, 4800, 9600 бит/с;
    •  амплитуда сигнала в полудуплексной линии связи (10±1) мА при изменении сопротивления линии связи от 0 до 2,4 кОм;
    •  на каждую линию полудуплексной связи может быть подключены до 8 УСД (преобразователей).

2. Устанавливается в свободный слот ISAсистемного блока компьютера типа Pentiumи выше.

3. Питание 5 В и 12 В от источника питания системного блока компьютера.

Рисунок 8 Плата ПДС.

Преобразователь многофункциональный программируемый "Энергия-микро+".

Обеспечивает:

  •  Подключение блока релейного телеуправление (БРТУ) для управления объектами энергетики;
    •  Подсчет импульсов от электросчетчиков, сбор данных от датчиков телесигнализации, измерение аналоговых сигналов. Формирование до 16 групп учета, вычисление любого вида тарифа.

Передача данных:

в 2-х проводную линию симплексной связи (СИМ); в 2-х проводную линию полудуплексной связи (ПДС) по запросу; по интерфейсу RS-232C; по интерфейсу RS485.

Архивирование 30-ти минутных интервалов на глубину до 62 суток, а 5-ти минутных интервалов на глубину 3-х суток.

Возможность подключения внешнего аккумулятора = (20..50)В.

Подключение на одну линию ПДС до 8 преобразователей "Энергия-микро" и/или УСД Е443М2-01/02.

Двухпроводная линия полудуплексной связи на плату ПДС.

Скорость передачи данных от 150 до 9600 б/с, дальность передачи до 15 км.

Двухпроводная линия симплексной связи на плату ввода.

Скорость передачи данных 100 б/с, дальность передачи до 20 км.

Каналы приема импульсов от электросчетчиков (СЧ) и датчиков телесигнализации (ТС) на расстоянии до 4 км. Имеют гальваническую развязку и встроенную грозозащиту. Измерение сигналов 0-5, 4-20 мА от любых типов датчиков.

Соответствует "Типовым техническим требованиям к средствам автоматизации контроля и учета электроэнергии для АСКУЭ энергосистем".

Технические характеристики:

• Напряжение питания ~(220+44)В.

• Защита от ВЧ-помех и грозовых разрядов.

• Потребляемая мощность 25ВА.

• Диапазон рабочих температур от 0 до 50°С.

Рисунок9 Преобразователь программируемый "Энергия-Микро".

Преобразователь многофункциональный программируемый "Энергия-микро-Т".

Одновременный учет расхода газа, пара, горячей и холодной воды. Измерение расхода как методом переменного перепада давления (ГОСТ 8.563-97), так и другими методами с применением расходомеров с сигналом постоянного тока 0-5, 4-20 мА.

Соответствует требованиям "Правил учета тепловой энергии и теплоносителя". Обеспечивает учет как потребляемой, так и отпускаемой тепловой энергии по любой схеме теплопотребления и горячего теплоснабжения. Обеспечивает по каждому трубопроводу вычисление расхода измеряемой среды и ее тепловой энергии, плотности и энтальпии.

Обеспечивается архивирование:

  •  среднечасовых значений расхода, давления, температуры на глубину 20 суток;
    •  суточных значений количества измеряемой среды и тепловой энергии на глубину 31 сутки;
    •  месячных значений количества измеряемой среды и тепловой энергии на глубину 12 месяцев.

Контроль над температурным графиком отпуска и потребления тепловой энергии. Фиксация количества недоиспользованной тепловой энергии за счет превышения температуры обратной воды. Фиксация количества тепловой энергии, отпущенной сверх установленного графиком, за счет превышения температуры подающей воды.

Вычисление расхода по договорным значениям температуры и давления. Ведение учета по договорным значениям расхода в случаях отключения электропитания или отказа датчиков перепада давления.

При использовании на ТЭЦ и котельных обеспечивается расчет технико-экономических показателей работы котлоагрегатов и всей котельной: расчет КПД, расчет удельного расхода топлива на выработку тепловой энергии и т. п.

Технические характеристики:

  •  напряжение питания (220±22)В;
    •  потребляемая мощность 40ВА;
    •  диапазон рабочих температур от -10 до +40°С.

Рисунок10 Преобразователь многофункциональный программируемый " Энергия-микро-Т".

3.3 Промышленная АСКУЭ "ИСТОК"

Производитель - научно-производственный центр "Спецсистемы" г. Витебск, Республика Беларусь.

Промышленная АСКУЭ "ИСТОК" предназначена для организации многоузлового коммерческого и технического учета отпуска или потребления, контроля и распределения энергоресурсов (электрическая и тепловая энергия с водой, и водяным паром, газ, вода, сжатый воздух и т.д.). АСКУЭ может применяться в пределах промышленных и энергетических предприятий, предприятий сельского и жилищно-коммунального хозяйства.

Промышленная АСКУЭ "ИСТОК" отвечает современным требованиям к приборам и системам учета потребления топливно-энергетических, материальных и сырьевых ресурсов.

Внедрение АСКУЭ "ИСТОК" позволяет выявить экономические резервы, а также: Обеспечивает автоматизацию учетно-управленческой деятельности службы главного энергетика, сокращает непроизводительные затраты энергоресурсов и рабочего времени, привязывает энергопотребление к организационно-технической структуре предприятия.Позволяет:

  •  видеть реальную картину распределения энергетических потоков в соответствии с организационно-технической структурой предприятия;
  •  проводить объективный и точный анализ энергопотребления предприятия при различных режимах и условиях работы;
  •  наладить должный контроль и учет вплоть до каждого конкретного потребителя;
  •  обеспечить объективный расчет удельных норм расхода энергоресурсов на единицу продукции.

Технические характеристики составных частей АСКУЭ "ИСТОК".

Промышленная АСКУЭ " ИСТОК" предполагает 2-х уровневую схему построения На первом уровне устанавливаются измерительные системы (ИС). ИС представляют собой в общем случае совокупность первичных измерительных преобразователей (ПИП) и цифровых вычислительных устройств, объединенных общим алгоритмом функционирования. ИС предназначены для автоматизированного получения данных о состоянии объекта путем преобразований множества изменяющихся во времени и распределенных в пространстве величин (расход, температура, давление и т.д.), характеризующих это состояние (тепловая энергия с паром и водой, электроэнергия, газ и т.д.).

На втором уровне используется вычислительная система на базе персонального компьютера (ПК) сменного мастера (главного энергетика), которая производит сбор и обработку информации от ИС в масштабе реального времени. Применение специализированного программного обеспечения позволяет осуществить оптимизацию энергетических процессов по критерию максимума КПД, а в результате улучшить технико-экономические показатели.АСКУЭ "ИСТОК" это:

  •  гибкий комплекс измерительных технических средств, который позволяет организовать учет всех потребляемых топливно-энергетических ресурсов у любого конкретного заказчика, с любой спецификой производства, а также наращивать систему без участия наладочных организаций;
  •  автономность работы измерительных технических средств системы, энергонезависимая память;
  •  оперативная доступность к каждому узлу, группе и каналу учета;
  •  встроенные средства самодиагностики, позволяющие обеспечить бесперебойный учет потребления топливно-энергетических, материальных и сырьевых ресурсов;
  •  удобный интерфейс пользователя и современный дизайн.

Рисунок11 Общая структурная схема АСКУЭ "Исток".

АСКУЭ "ИСТОК" первого уровня.

АСКУЭ "ИСТОК" первого уровня в общем виде строится на базе трех ИС:

1. ИС учета электроэнергии (др. видов энергоресурсов) на базе сумматора "ИСТОК-С" и контроллеров "ИСТОК-К".

2. ИС учета тепловой энергии с водой и водяным паром, газа, сжатого воздуха, воды и др. на базе преобразователя "ИСТОК-ТМ".

3. ИС регулирования температуры, давления и т.п. на базе регулятора "ИСТОК-Р".

ИС учета электроэнергии (др. видов энергоресурсов при применении ПИП симпульсным выходом).

Данная ИС строится на базе сумматора "ИСТОК-С" и контроллеров сбора данных (КСД) "ИСТОК-К".

Рисунок 12 Пример построения 48 канальной измерительной системы учета электрической энергии.

КСД "ИСТОК-К" предназначен для сбора информации, поступающей от ПИП, имеющих импульсные выходные сигналы дистанционной передачи. КСД "ИСТОК-К" имеет 16 входных измерительных каналов и внутренний тестовый канал, по которым обеспечивается независимый прием, обработка и накопление поступающей информации с разбивкой ее по получасам и суткам, и мгновенной мощности потребления, усредненной за 3 мин.

Встроенные часы, позволяют контролировать время наработки и время сбойных ситуаций по цепи питания. Встроенное резервное питание, позволяет хранить накопленную информацию по каждому каналу учета по получасовой срезам - за 192 получаса, а по суточным - за 14 суток.

Сумматор "ИСТОК-С" является дальнейшей модернизацией КСД "ИСТОК-К" и выполнен на новой элементной базе.

ИС учета тепловой энергии с водой и водяным паром, газа, сжатого воздуха, воды. Сертификат типа № 1394 от 27.12.2000г.; Госреестр № РБ 03 10 1214 00. Данная ИС строится на базе преобразователя "ИСТОК-ТМ".

Рисунок 13 Измерительная система учета тепловой энергии с водой и паром, газа и сжатого воздуха.

Преобразователь "ИСТОК-ТМ" предназначен для коммерческого и технического учета пара (насыщенного и перегретого), теплофикационной воды, учета газа, сжатого воздуха и т.п. на предприятиях промышленности, энергетики, транспорта и сельского хозяйства.

Алгоритм работы преобразователя "ИСТОК-ТМ" помимо многоканальных точек учета предусматривает организацию групп учета (до четырех) и использование одноканальных точек учета. Одноканальные точки учета могут использоваться для контроля температуры, давления, перепада давления, измерения количества электроэнергии, процентного содержания в газах углекислого газа и азота, для измерения массового или объемного расхода. Группа учета представляет собой произвольную комбинацию каналов учета или отдельных расчетных параметров и обеспечивает возможность полного расчета количества тепла и расхода в замкнутых системах с учетом трубопроводов подпитки.

Преобразователь "ИСТОК-ТМ" используется совместно с любым первичным измерительным преобразователем (ПИП), имеющим следующие выходные сигналы:

  1.  унифицированный токовый сигнал в диапазонах: 0-20 мА; 0-5 мА; 4-20 мА;
  2.  сопротивления с НСХ типа ТСМ или ТСП по ГОСТ 6651-84;
  3.  частотно-импульсный сигнал в диапазоне частот от 0-1000 Гц (вихревые и турбинные 4. расходомеры и другие ПИП, имеющие частотно-импульсные сигналы с нормированным значением последовательности в единицах измеряемого параметра).

Преобразователь "ИСТОК-ТМ" имеет:

  1.  Входные каналы измерения сигналов постоянного тока (без учета каналов термосопр.) - 12 шт.;
  2.  Входные каналы для подключения термосопротивлений - 3 шт.;
  3.  Входные каналы измерения частоты или количества импульсов - 2 шт.;
  4.  Многоканальные точки учета (пар, горячая вода, газ, сжатый воздух) - 4 шт.;
  5.  Одноканальные точки учета - 16 шт.;
  6.  Группы учета - 4 шт.

Преобразователь "ИСТОК-ТМ" обеспечивает:

  •  прямое измерение и вычисление температуры, давления, массового расхода измеряемой среды и тепловой энергии теплоносителя;
  •  программирование любого типа и характеристик ПИП, параметров входных сигналов, количества точек (узлов) измерения, аварийных и договорных значений, схем учета, при использовании двух ПИП перепада давления с разными поддиапазонами, автоматический переход на прием информации от ПИП перепада давления с одного диапазона на другой;
  •  хранение и вывод на индикацию всех вычисляемых параметров за временные промежутки: текущие значения, за текущий и предыдущий час (на глубину 255 часов), за текущие и прошедшие сутки (на глубину 63 суток), за текущий расчетный период, за прошедший расчетный период (1 месяц);
  •  защиту от несанкционированного доступа и сохранность всех имеющихся в памяти данных при отключении электропитания на время, ограниченное сроком службы прибора и автоматическое возобновление работы при восстановлении электропитания;
  •  восстановление и накопление информации за время перерыва электропитания или отказа ПИП по последним значениям, полученным до отключения питания или договорным;
  •  вычисление количества измеряемой среды и тепловой энергии по установленным (запрограммированным) минимальным или максимальным значениям температуры, давления и расхода при выходе показаний соответствующих ПИП за заданные наибольшее и наименьшее значения;
  •  автоматическое тестирование функциональных узлов с выдачей результатов тестирования на индикацию и вывод на индикацию сообщений о нештатной ситуации и многое др.

АСКУЭ котельной “ИСТОК” рассчитывает оптимизированный алгоритм технологических процессов работы котлоагрегата и формирует управляющие решения по критерию максимума КПД в масштабе реального времени, что позволит объективно анализировать и оценивать принимаемые технические или организационные решения, направленные на экономию ТЭР, оптимальное управление котлоагрегатами и т. п.

Построение ИС для аппаратной обвязки паровых котлов типа ДЕ; ДКВР; ГМ на базе преобразователя «ИСТОК-ТМ» обеспечивает измерение не менее 14 основных параметров в реальном масштабе времени. При этом процент непрерывной продувки и коэффициент избытка воздуха определяются по результатам режимно-наладочных испытаний.

Применение АСКУЭ котельной “ИСТОК” позволяет контролировать работу котельной установки в реальном масштабе времени с вычислением следующих основных параметров:

  •  Теплопроизводительностькотлоагрегата - Qj(гкал/ч);
  •  Паропроизводительность котельной установки с учетом непрерывной продувки - Д*ч (кг/ч);
  •  Теплопроизводительность котельной установки за вычетом тепла непрерывной продувки - рч (Гкал/ч);
  •  Потери тепла с продувочной водой %;
  •  Потери тепла с уходящими газами - q2, %;
  •  Потери тепла с химическим недожогом;
  •  Потери тепла в окружающую среду - q5, % ;
  •  Коэффициент полезного действия “брутто” - h кбр, %;
  •  Коэффициент полезного действия с учетом непрерывной продувки - hбр, %;
  •  Часовой расход условн. топлива - Вчусл, кг у.т./Гкал ;
  •  Удельный расход топлива на выработку 1 Гкал тепла - Вгкалусл, кг у.т./Гкал.

Количество измеряемых параметров может изменяться в зависимости от особенностей конструкции котельной.ИС регулирования температуры, давления и т.п.Данная ИС строится на базе регулятора "ИСТОК-Р".

Рисунок 14 Пример построения измерительных систем регулирования на базе регулятора "Исток-Р".

Микропроцессорный программируемый регулятор "ИСТОК-Р" предназначен для автоматического регулирования расхода теплоносителя в системах отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха, горячего водоснабжения, а также управления технологическими процессами (температура, давление, расход и т.п.) путем формирования совместно с исполнительным механизмом управляющих воздействий в соответствии с оптимальными законами регулирования.

Регулятор "ИСТОК-Р" используется совместно с любым ПИП, имеющим следующие выходные сигналы: унифицированный токовый сигнал в диапазонах: 0-20 мА и сопротивление с НСХ типа ТСМ по ГОСТ 6651-84.

Регулятор "ИСТОК-Р" обеспечивает:

  •  прямое измерение и вычисление температуры, и (или) давления по четырем измерительным каналам (ИК);
  •  автоматическое или ручное управление по двум независимым контурам регулирования (исполнительные механизмы - 220 В; 0,1-2 А).
  •  простое и удобное программирование любых алгоритмов и схем регулирования в любом сочетании;
  •  индикацию обрыва или короткого замыкания цепей ПИП (например, термометра сопротивления);
  •  сигнализацию верхнего и нижнего предельных отклонений регулируемого параметра от заданного значения;
  •  вывод на индикацию всех текущих и программируемых параметров; ведение календаря (число, день недели, месяц, год) и "часов";
  •  работу в автономном и сетевом режимах;
  •  длительное сохранение информации при отключении питания; связь с ПК по последовательному интерфейсу для дистанционного управления режимами работы и т. д.

АСКУЭ "ИСТОК" второго уровня.

АСКУЭ "ИСТОК" второго уровня в строится на базе мультиплексора "ИСТОК-М" и объектно-ориентированного программного обеспечения (ПО) "Секунда-Энергия", устанавливаемого на ПК. Программа "Секунда-Энергия" экономит время, поскольку ее дизайн делает работу понятной на интуитивном уровне. Время на обработку необходимой информации сокращается, поскольку обслуживающему персоналу нет необходимости выполнять расчеты, составлять уравнения и строить графики. Другой особенностью является скорость конфигурирования программы под конкретного пользователя. В программу "Секунда-Энергия" встроены все возможности, которые может использовать обслуживающий персонал для быстрой настройки и запуска процесса.

Мультиплексор "ИСТОК-М" обеспечивает создание сети на базе ИС первого уровня (вычислителей) и базового ПК. ПО "Секунда-Энергия", осуществляет оперативный сбор информации с первичных ИС для дальнейшей обработки в виде документов, таблиц, графиков и т.д.

Мультиплексор "ИСТОК-М" имеет: 8 информационных и 2 интерфейсных каналов связи; Информационные каналы связи предназначены для подключения ИС ("ИСТОК-К", "ИСТОК-С", "ИСТОК-Т", "ИСТОК-Р" и сумматора СЭМ-1) и интерфейсных каналов мультиплексора "ИСТОК-М" нижнего уровня. Интерфейсные каналы связи мультиплексора "ИСТОК-М" предназначены для подключения к ПК или для подключения информационных каналов связи мультиплексора "ИСТОК-М" верхнего уровня.

Подключение интерфейсных каналов связи мультиплексора "ИСТОК-М" к ПК производится через преобразователь интерфейсов, который обеспечивает гальваническую развязку и преобразование сигнала из стандарта СТЫК С2 по ГОСТ 181456 (RS-232C) в сигналы токовой петли (ИРПС) по ОСТ 11.305.916 и обратно.


4 Примеры построения автоматизированных систем контроля и учета энергоносителей промышленных предприятий

4.1 АСКУЭ машиностроительного предприятия на базе комплекса технических средств "Энергия+"

Автоматизированная система коммерческого учета электроэнергии предприятия базируется на комплексе технических средств (КТ Структура ПТК «ЭНЕРГОКОНТРОЛЬ»С) "Энергия+", который зарегистрирован в Государственном реестре средств измерении под № 21001-01.

В состав КТС "Энергия" входят:

1) Два специализированных вычислительных комплекса (СВК), СВК3 и СВК4 (горячий резерв + технический учет электроэнергии на предприятии), расположенных на ГПП "Волна". СВК3, СВК4 состоят из компьютеров на базе ШМ РС/АТ, оснащенных 32-х канальными платами ввода и платами полудуплексной связи (ПДС). На СВК3 и СВК4 устанавливается базовое программное обеспечение (БПО) КТС "Энергия+", непрерывно работающее с 32-х канальной платой и БПО КТС "Энергия + Радиальная сеть" работающее с платой ПДС.Радиальная сеть КТС "Энергия+" предназначена для дублирования и восстановления потерянной информации в непрерывно работающей КТС "Энергия +" в случае простоя компьютера.СВК 3 - коммерческий учет электропотребления на 37 каналов.СВК 4 - технический учет электропотребления.

2) Устройства сбора данных (УСД) Е443М2 (EURO), расположены на ПС "Волна" и ПС 101.Сопряжение УСД с установленными на подстанциях интеллектуальными счетчиками электрической энергии, а так же сопряжение УСД с СВК1, СВК2 осуществляется по выделенным двухпроводным линиям связи.УСД Е443М2 (EURO) обеспечивают:

  •  прием импульсных сигналов от электронных электросчетчиков;
  •  предварительную обработку полученных данных;
  •  архивирование 3/5/30 - минутных интервалов на глубину от 3 до 30 суток соответственно;
  •  передача обработанных данных через каждые 15 сек. в двухпроводную линию симплексной связи;
  •  передача обработанных данных в двухпроводную линию полудуплексной связи (ПДС) по запросу.

СВКЗ обеспечивает:

  •  прием по двухпроводным линиям связи данных от УСД;
  •  вычислительную обработку данных и их представление в удобном для оператора виде (таблицы, ведомости, графики);
  •  конвертирование информации в формат АСКП;
  •  передачу результирующего файла формата АСКП в ОП "Энергосбыт" по электронной почте;
  •  передачу данных о каналах и группах учета через модем и коммутируемые телефонные линии с помощью программы "Межмашинная связь" в ОП "Энергосбыт" по его инициативе.

СВК4 обеспечивает:

  •  дублирование СВКЗ (горячий резерв);
  •  прием по двухпроводным линиям связи информации с коммерческих и технических УСД;
  •  передачу данных КТС "Энергия+" пользователям Предприятия по ЛВС и по коммутируемым внутренним телефонным линиям с помощью программы "Межмашинная связь".

ПК 5 обеспечиваетприем оперативной и отчетной информации с СВК 3, СВК 4 для организации контроля за работой АСКУЭ, созданий отчетной документации по электропотреблению как предприятием и сторонними организациями, так и структурными подразделениями предприятия.Связь ПК5 с СВК 3 и СВК 4 осуществляется как по ЛВС Предприятия, так и по модемной связи с помощью программы "Межмашинная связь", входящей в программное обеспечение КТС "Энергия+".В качестве счетчиков в АСКУЭ - 2002 ЭК используются интеллектуальные электронные счетчики с импульсным выходом ПСЧ-4ТА, ПСЧ-ЗТА, ПСЧ-4-1, ПСЧ-3, ПСЧ-4-Р производства завода Фрунзе.

Технические характеристики СВК:

  1.  Количество каналов учёта - 512;
  2.  Количество каналов телесигнализации - 512;
  3.  Количество групп учёта - 256;
  4.  Количество подключаемых УСД - 32;
  5.  Предел допускаемого значения относительной погрешности накопления информации в СВК в течении суток в рабочих условиях применения ±0.1%;
  6.  Предел допускаемого значения абсолютной погрешности текущего времени, вырабатываемого таймером СВК, в течении суток в рабочих условиях применения ±10 сек;
  7.  Напряжение питание для УСД и СВК - 220±22 В (50±1 Гц);
  8.  Потребляемая мощность: устройство сбора данных, не более 40 ВА; СВК, не более 500 ВА;
  9.  Рабочие условия применения и срок службы: температура окружающего воздуха от -10°С до +40°С для УСД, от +10 до +35°С для СВК; относительная влажность воздуха до 90% при температуре 30°С для УСД, до 75% при температуре 30 °С для СВК; средний срок службы - 10 лет.

СВК - IBMсовместимый компьютер с процессором от 80386/80387 до PentiumIII, модем Haysсовместимый.Базовое программное обеспечение КТС "Энергия" предназначено для эксплуатации под управлением системы MSDOS6.22. Допускается эксплуатация в сессии DOSпод WINDOWS95/98.На рисунке  приведена структурная схема АСКУЭ Предприятия.

Рисунок 15 Структурная схема машиностроительного Предприятия. Краткая характеристика узлов учета энергоносителей Предприятия.

1. Система газоснабжения.

Для коммерческого учета природного газа, поступающего от машиностроительного завода, используются два сужающих устройства (СУ) с угловым способом отбора перепада давления, расположенных на 2-х газопроводах (летний и зимний).

Для расширения диапазона измерений на СУ летнего газопровода установлены два датчика перепада давления. Переход с одного датчика на другой в системе производится автоматически. На СУ зимнего газопровода установлен один датчик перепада давления. Измерение расходов природного газа осуществляется по параметрам АР, Р, tв нормокубах.

2. Система воздухоснабжения.

Для коммерческого учета сжатого воздуха, поступающего от машиностроительного завода используется СУ с угловым способом отбора перепада давления. Измерение расхода сжатого воздуха осуществляется по параметрам АР, Р, tв нормокубах.

3. Система водоснабжения (коммерческий учет).

На предприятие с машиностроительного завода поступает хозяйственно-питьевая и техническая вода.Хозяйственно-питьевая вода: хозпитьевая вода поступает на Предприятие по двум трубопроводам - ввод № 1, ввод № 2. Измерение расхода потребляемой хозпитьевой воды осуществляетсяультразвуковыми счетчиками-расходомерами UFM-001, установленными на каждом трубопроводе с пределами измерения 0-255 м3/ч.

Для нужд предприятия достаточно одного трубопровода, но для системы пожаротушения одного трубопровода недостаточно. Для контроля давления установлен датчик давления.

Техническая вода: техническая вода на предприятие поступает с машиностроительного завода по 2-м вводам. Ввод № 1 (узел № 8), ввод № 2 (узел № 14). Измерение расхода технической воды на вводе № 1 осуществляется счетчиком-расходомером ВМХ-100 с импульсным герконовым выходом в систему в диапазоне 0-150 м3/ч. Измерение расхода технической воды на вводе № 2 осуществляется счетчиком-расходомером ЦРМ-005 с диапазоном измерения 0-140 м3/ч.

4. Система теплоснабжения.

В настоящее время в АСКУЭ предприятия по системе теплоснабжения реализованы следующие узлы учета (УУ):

УУ№ 3 «Узелучета теплоты отопления предприятия в целом»

Учитывает количество теплоты, потребляемой из системы отопления Предприятие + жилпоселок. Так как система теплоснабжения закрытая, то для учета теплоты используется счетчик-расходомер UFM-001, установленный на прямом трубопроводе и датчики температуры, установленные на прямом и обратном трубопроводах.Для отслеживания аварийных ситуаций на обратном трубопроводе установлен счётчик-расходомер ТРМ-001.

УУ№4 «Узелучёта теплоты отопления II-ой очереди предприятия»

Учитывает количество теплоты потребляемой из системы отопления 11-ой очереди Предприятия. Так как система закрытая, то для учёта теплоты используется счётчик-расходомер UFM-001, установленный на прямом трубопроводе и датчики температуры, установленные на прямом и обратном трубопроводах. Счётчик-расходомер UFM-001, установленный на обратном трубопроводе, предназначен для отслеживания аварийных ситуаций на II-ой очереди отопления предприятия.

УУ№5 «Узелучёта теплоты отопления жилпоселка предприятия»

Учитывает количество теплоты, потребляемой из системы отопления жилпоселка Предприятия. Так как жилпоселок в дальнейшем будет передан на баланс городской администрации, то для учёта теплоты используются счётчики-расходомеры UFM-001, установленные на прямом и обратном трубопроводах и датчики температуры, установленные также на прямом и обратном трубопроводах. По аналогии с вышесказанным, отслеживаются аварийные ситуации в системе отопления жилпоселка.

УУ№16 «Узел учёта подпиточной воды систем отопления предприятия и жилпосёлка в бойлерной зд.38»

Предназначен для более точного отслеживания аварийной ситуации в общей системе теплоснабжения. Для учёта подпитки используется счётчик-расходомер UFM-001 с диапазоном измерения 0-50 м3/ч.

5. Горячее водоснабжение.

В настоящее время в АСКУЭ Предприятия по системе ГВС реализованы следующие узлы учёта:

УУ№1 «Узелучёта горячего водоснабжения предприятия»

Предназначен для учёта ГВС и тепла с ГВС, потребляемых Предприятием совместно с жилпосёлком. Для измерения потребления горячей воды и тепла с водой используются счётчики-расходомеры UFM-001, установленные на прямом и обратном трубопроводах и датчики температуры, установленные на прямом и обратном трубопроводах, а так же на трубопроводе холодного источника.

УУ№2 «Узелучёта горячего водоснабжения жилищного посёлка предприятия»

Предназначен для учёта ГВС и тепла с ГВС жилпосёлка. На прямом и обратном трубопроводах установлены счётчики-расходомеры UFM-001 и датчики температуры. Так как трубопровод "холодного источника" находится далеко от УУ №2, тепло с ГВС на жилпоселок рассчитывается в ЭВМ СВК1 по формуле:

где энтальпия холодного источника hзаложена в расчетных значениях программы вычисления расхода воды на ГВС в СВК1 Узла учёта №1.

УУ№15 «Узел учёта пожарно-хозяйственной воды на водоподготовку ГВС в бойлерной зд.38».

Предназначен для более точного учёта воды, поступающей в аккумуляторные баки ГВС. Для измерения расхода воды используется UFM-005 с диапазоном измерения 0-140 м /ч.

4.2 Автоматизированная система контроля и учета электроэнергии бумажного комбината

Для обеспечения учета и контроля потребления электроэнергии на Бумажном комбинате установлена автоматизированная система контроля и учет электроэнергии (АСКУЭ) "ТОК-С".

АСКУЭ обеспечивает:

  •  оперативный контроль и анализ режимов потребления электроэнергии и мощности основными потребителями;
  •  оптимальное управление нагрузкой потребителей;
  •  сбор и формирование данных на энергообъектах;
  •  сбор и передачу данных на верхний уровень управления, формирование на этой основе данных для проведения коммерческих расчетов с поставщиком электрической энергии.АСКУЭ предназначена для коммерческого и технического учета электроэнергии.В состав АСКУЭ входят:
  •  устройства сбора данных (УСД) "ТОК-С" (2 ед.);
  •  каналы связи (телефонные линии и линии дуплексной передачи данных ИРПС);
  •  концентраторы- 2 ед. (обеспечивают сбор информации с нескольких приборов учета и передающие ее по одной линии);
  •  модемы;
  •  электронные и индукционные счетчики электроэнергии.

На рис. 1 приведена блок схема АСКУЭ Бумажном комбинате.

Рисунок 16 Блок схема системы автоматизированного контроля и учета электроэнергиибумажного комбината.

Основными элементами системы являются УСД "ТОК-С". УСД получает данные в виде импульсной информации с электронных счётчиков электроэнергии, либо со счётчиков оборудованных датчиками фиксирующими обороты диска.Одно УСД способно принимать импульсы от 96 счётчиков.

Информация может поступать на УСД также и с концентраторов. Концентраторы расположены на удаленных объектах в непосредственной близости от счётчиков. Сбор данных со счетчиков концентратор осуществляет одновременно по 16-и каналам. Связь между концентратора и УСД осуществляется по двухпроводной линии, по которой передается информация о номерах каналов от которых были получены импульсы со счётчиков и количестве импульсов за последние 10 сек.Просмотр информации по потреблению электроэнергии, накопленной в УСД "ТОК-С" осуществляется по 2 каналам:

  •  по телефонным линиям;
  •  по четырехпроводной линии (ИРПС1).

По телефонным линиям информация поступает через АТС на компьютер электротехнической лаборатории (ЭТЛ).По четырёхпроводным линиям информация поступает от УСД на компьютеры п/с" Накат" и центральной диспетчерской.Компьютер 'ЭТЛ осуществляет запросы данных с УСД:

  •  Энергопотребление по 30-и минутным интервалам;
  •  Энергопотребление за сутки;
  •  Энергопотребление за месяц;
  •  Показания счетчиков.

На компьютерах п/с "Накат" и центральной диспетчерской осуществляется контроль нагрузки по 3-х минутным интервалам.

Таблица 6

Данные для сравнительного анализа вариантов оплаты за потребленную электроэнергию по двуставочному и дифференцированному зонному тарифу в 2001 году.

Месяц

Потреблениеэлектроэнергии

Двуставочный тариф

Затраты на ЭЭ при оплате по двуставочному тарифу, тыс. тг.

Затраты на ЭЭ при оплате по зонному тарифу, тыс. тг.

Экономия денежных средств, тыс. тг.

Величинамаксимума,кВт

Объемпотребления,кВт*ч

плата за максимум, тг. ./кВт

плата за потребление, тг./кВт*ч

январь

167500

119921543

112,92

0,266

60975,88

-

-

февраль

167500

105739173

112,92

0,266

56448,86

-

-

март

167500

116508278

112,92

0,266

59886,36

-

-

апрель

167500

111021555

112,92

0,266

58135,00

49081,84

9053,16

май

167500

106872061

112,92

0,266

56810,48

43200,93

13609,55

июнь

167500

112879876

112,92

0,266

58728,18

48311,15

10417,03

июль

167500

118442641

112,92

0,266

60503,81

51224,52

9279,29

Продолжение таблицы 6

август

167500

115994304

112,92

0,266

59722,30

51037,79

8684,51

сентябрь

167500

112438832

112,92

0,266

58587,40

48527,77

10059,63

октябрь

167500

117498571

112,92

0,266

60202,46

55292,69

4909,77

ноябрь

167500

114243784

112,92

0,266

59163,54

52895,36

6268,18

декабрь

167500

117545285

112,92

0,266

60217,37

53313,55

6903,82

Итого

532070,54

79184,94

Примечание: при расчете объемов затрат за потребленную электроэнергию по двуставочному тарифу принято, что тариф оставался неизменным в течение года.

В процессе сбора информации компьютер ЭТЛ поочередно связывается через модем с УСД, после чего информация сохраняется в формате баз данных "Paradox" в файле на жестком диске. Обработка информации осуществляется программами на платформе "Paradox". Программа осуществляет группировку, выборку/перерасчёт и создание отчётов для печати в удобном для восприятия виде.

Рисунок 17 Динамика затрат на электроэнергию при оплате по разным видам тарифов.

Эффект от внедрения системы АСКУЭ связан с повышением контроля за потреблением электроэнергии, а также за счет обеспечения возможности принятия оперативных решений по ограничению потребления.

Установка системы АСКУЭ позволила предприятию перейти на дифференцированный зонный тариф при оплате за электроэнергию. В таблице  приведены данные для сравнительного анализа вариантов оплаты за потребленную электроэнергию по двуставочному и дифференцированному зонному тарифу в 2001 году.

На рисунке 2 приведена динамика затрат на электроэнергию по месяцам года.

Таким образом, переход предприятия на дифференцированный зонный тариф при оплате за потребленную электроэнергию позволил получить экономию денежных средств в размере 79184,94 тыс. тг.


ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Каждая структура энергетического комплекса несет определенные затраты на создание АСКУЭ, и поэтому необходимо оценить результаты вложения этих затрат, с тем, чтобы они окупились в приемлемые сроки. На первых этапах реструктуризации электроэнергетики сохраняются две категории участников процесса функционирования энергетического комплекса–поставщик энергии, располагающий генерирующими источниками, питающими и распределительными сетями и потребитель, имеющий с поставщиком точку разграничения балансовойпринадлежности элементов энергохозяйства на одном из уровней напряжения электрических сетей. Каждая из этих двух категорий в виде самостоятельных хозяйствующих субъектов функционирует в условиях единого технологического процесса производства - потребления энергии, и важным результатом их совместной деятельности является режимное взаимодействие, заключающееся в:

  •  снижении пиковых нагрузок на контрольных временных интервалах графика совмещенной нагрузки энергосистемы при суточном, недельном и сезонном регулировании электропотребления и мощности,
  •  совместной оптимизации режимов в узлах электрических нагрузок по напряжению, активной и реактивной мощности.

Указанные режимные взаимодействия обеспечивают поставщику энергии получение следующих результатов:

  •  отсрочку ввода генерирующих мощностей до 60 тыс. кВт или в сумме 42 млн. долларов США (из расчета 700 дол.капвложений на каждый кВт установленной мощности) при снижении пиковых нагрузок на 1%, и в сумме 210 млн. дол. при снижении пиковых нагрузок на 5% (на 300 МВт);
  •  снижение удельного расхода топлива на выработку электроэнергии при суточном регулировании графиков нагрузки (детальное исследование объемов этого снижения предстоит провести в составе работ по реализации концепции); в первом приближении, используя результаты ряда публикаций, можно принять возможное снижение удельного расхода топлива до 5% от фактического, что для энергосистемы республики составит 15 г/кВтч, или ,при годовой выработке в объеме 26 млрд. кВтч, обеспечит экономию в 39 млн. дол. ежегодно;
  •  снижение потерь активной мощности на передачу реактивной при совместной оптимизации режимов в узлах нагрузок по напряжению, активной и реактивной мощности (основной результат может быть получен от выбора мощности и мест установки потребителями компенсирующих устройств, обеспечивающих поддержание соответствующего режима напряжения); при снижении общих потерь активной энергии от совместной оптимизации режимов на 1 % (260 млн. кВтч/год) и тарифе на электроэнергию, равном 0,04 дол./кВтч (80 тг/кВтч), результат составит 10,4 млн. дол. в год.

Потребитель в результате режимного взаимодействия с поставщиком энергии может рассчитывать на снижение дифференцированного по зонам времени тарифа на отпускаемую энергию в среднем не менее, чем экономия энергосистемы от регулирования нагрузок, т.е. в среднем на 5-7% в случае обеспечения такого регулирования с помощью регулировочных мероприятий (потребители-регуляторы могут иметь экономический эффект значительно выше приведенного показателя).

Дополнительными эффектами внедрения АСКУЭ станут результаты, обеспечиваемые каждой из сторон "поставщик-потребитель" самостоятельно и независимо от режимного взаимодействия. Такими результатами будут:

  •  снижение коммерческих потерь электроэнергии в результате полного охвата всех уровней энергоучета высокоточными средствами измерений АСКУЭ как в структурах поставщика энергии, так и потребителя; снижение потерь и выявление их источников обеспечит возможность реальной оценки экономических показателей работы сторон и стабилизации этих показателей на обоснованном уровне - при этом ,как правило, достигается экономия более 1% отпуска энергии, т.е. более 2,6 млрд. кВтч или 10,4 млн. дол.;
  •  снижение удельных расходов (удельных норм) электропотребления в технологических процессах и в энергоемких агрегатах с помощью анализа расходов в различных режимах работы с применением АСКУЭ; анализ электропотребления как агрегатами собственных нужд генерирующих источников, так и агрегатами промышленной сферы (электродвигатели, электропечи, электрооборудование холодильных установок, электрифицированный транспорт и т.д.) может выявить по различным оценкам до 5-15% возможной экономии расхода электроэнергии, что в расчете на 1 млн. кВт мощностей при числе часов их использования, равном 5000 часов в год и среднем тарифе в 0,04 дол/кВтч составит не менее 200 млн. дол в год без учета затрат на модернизацию выявленных низкоэкономичных электроустановок (при затратах, равных 80% от рассчитанной возможной экономии, экономическая эффективность по данной составляющей будет равна не менее 40 млн. дол.в год).

Учитывая, что на создание всех АСКУЭ потребуется ориентировочно до 500 млн. дол. (кроме затрат на приборы первичного учета, сюда включаются затраты на работы, модернизацию аппаратуры и каналов связи, развитие корпоративной вычислительной сети, программное обеспечение) и приняв расчетный срок внедрения АСКУЭ, равный 5 лет, определим, что ежегодно на создание полномасштабной АСКУЭ потребуется вкладывать до 100 млн. дол. Ежегодный результат от внедрения АСКУЭ, судя по приведенным выше оценочным характеристикам, может составить в сумме:

210-0,2+39+10,4+10,4+40=141,8 (млн. долл. в год)

(если экономию затрат, связанную с отсрочкой сооружения дополнительных генерирующих источников на общую мощность 60 МВт разнести на 5 лет).

Таким образом, даже при применении понижающего коэффициента, равного 0,5, ежегодный экономический эффект от внедрения АСКУЭ составит до 22 млн. дол. Следует отметить, что для получения эффекта необходимо должным образом использовать всю информацию, создаваемую АСКУЭ, что предъявляет к управляющему персоналу и пользователям АСКУЭ определенные требования по квалификации и умению принимать решения на основе точной, достоверной и оперативной информации. Величина эффекта АСКУЭ , с одной стороны, определяется качеством управляющего персонала, а, с другой стороны, полнотой и завершенностью АСКУЭ (от фрагментарный АСКУЭ следует ожидать и меньший эффект).

Ориентировочное распределение затрат на создание АСКУЭ (500 млн. дол.) имеет следующий вид:

Sнаселение (индивидуальные и многоквартирные жилые дома) - 300 млн. дол.

Sэнергосистема - 50 млн. дол.

Sпромышленные предприятия - 50 млн. дол.

Sнепромышленные потребители - 50 млн. дол.

Sсельскохозяйственные потребители - 50 млн. дол.

С учетом этого распределения и ожидаемой эффективности создания АСКУЭ источниками финансирования разработок и внедрений АСКУЭ должны стать все перечисленные группы (из собственных источников), госбюджет и Комэнергоэффективность при СМ РК, как главный контролер, аккумулятор и распорядитель средств, предназначенных для проведения энергосберегающих мероприятий общереспубликанского значения.

На основании вышеизложенного можно сделать следующие выводы:

1. Внедрение автоматизированных систем контроля и учета в энергосистемах позволяет:

  •  повысить точность, оперативность и достоверность учета расхода электроэнергии и мощности;
  •  выполнять оперативный контроль за режимами электропотребления, в том числе контроль договорных величин электроэнергии и мощности;
  •  оперативно предъявлять санкции предприятиям за превышение договорных и разрешенных величин мощности.

2. Внедрение АСКУЭ на промышленных предприятиях дает возможность энергосистеме:

вести в автоматизированном режиме жесткий контроль за потреблением энергии и мощности предприятиями-абонентами;

  •  организовать отключения нарушителей режимов;
  •  осуществлять расчеты за потребленную энергию и мощность;
  •  выставлять штрафные санкции предприятиям в случае превышения ими договорных величин.

Это дает не только экономический эффект, но и повышает ответственность потребителей за использование энергии, побуждает их проводить энергосберегающие мероприятия с целью сокращения энергопотребления.


СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

  1.  Воротницкий В. Э., Загорский Я. Т., Комкова Е. В. О погрешностях средств измерений и их учете в нормативе потерь электроэнергии в электрических сетях '' Доклады Четвертой научно-практической конференции «Метрология электрических измерений в электроэнергетике». М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2004.
  2.  Воротницкий В. Э., Загорский Я. Т., Комкова Е. В. Расчет допустимого небаланса при нормировании потерь электрической энергии в электрической сети Доклады Третьей научно-практической конференции «Метрология неэлектрических измерений в электроэнергетике». М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2003.
  3.  Лазарев Ю.В. Моделирование процессов и систем. СПб.: Питер; Киев: Издательская группа BHV, 2005. –512 с.
  4.  ГОСТ Р 8.596-2002. Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные поло- пения. М.: Изд-во стандартов, 2002.
  5.  ГОСТ 8.009—84. Государственная система обеспечения единства измерений. Нормируемые метрологические характеристики средств измерений. М.: Изд-во стандартов, 2001.
  6.  ГОСТ Р 51303-99. Торговля: Термины и определения. М.: Изд-во стандартов, 1999.
  7.  ГОСТ 1983—2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия. М.: Изд-во стандартов, 2002.
  8.  ГОСТ 7746—2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия. М.: Изд-во стандартов, 2002.
  9.  ГОСТ 13109—97. Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. М.: Изд-во стандартов, 1998.
  10.  Железко Ю. С., Артемьев А. В., Савченко О. В. Расчет, анализ и нормирование потерь электроэнергии в электрических сетях: Руководство для практических расчетов. М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2004.
  11.  Железко Ю. С. Оценка потерь электроэнергии, обусловленных инструментальными погрешностями измерения // Электрические станции. 2001. № 8.
  12.  Загорский Я. Т.. Комкова Е. В. Границы погрешности измерений при расчетном и техническом учете электроэнергии // Электричество. 2001. № 8.
  13.  Зарубежные энергообъединения / А. Ф. Бондаренко, Н. В. Лисицин, Ф. Я. Морозов и др. М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2000.
  14.  Киселев В. В., Пономаренко И. С. Влияние несинусоидальности напряжения и тока на показания электронных счетчиков электроэнергии // Промышленная энергетика. 2004. № 2.
  15.  Карапетян И.Г., Файбисович Д.Л., Шапиро И.М. Справочник по проектированию электрических сетей. Под ред. Файбисовича Д.Л. - 4-е издание. - М.: изд-во НЦ ЭНАС, 2012. - 376 стр.
  16.  Материалы конференции – Повышение надежности и эффективности эксплуатации электрических станций и энергетических систем (том №2). В двух томах. Энерго-2010 1-3 июня 2010г. Издательский дом МЭИ.
  17.  Панфилов В.А. Электрические Измерения. Учебник. - М.: Академия, 2008. - 288 c.
  18.  МИ 1552-86. Методические указания. Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения прямые однократные. Оценивание погрешностей результатов измерений. М.: Изд-во стандартов, 1987.
  19.  МИ 2083-90. Рекомендация. Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения косвенные. Определение результатов измерений и оценивание их погрешностей. М.: Изд-во стандартов, 1991.
  20.  Баширов М.Г. Экономика электропотребления в промышленности. Учебное пособие для вузов / М. Г. Баширов и др.; Под ред. М. Г Баширова. - Уфа: Изд-во: УГНТУ, 2004 г. , 156 с.
  21.  Никамин В. А Аналого-цифровые и цифроаналоговые преобразователи: Справочник. СПб.: КОРОНА принт; М.: Альтекс, 2003.
  22.  Овчаренко Н. И. Автоматика электрических станций и электроэнергетических систем. М: Изд-во НЦ ЭНАС, 2000.
  23.  Осика Л. К. Оплата за реактивную энергию — важная составляющая рыночных отношений в энергетике // Промышленная энергетика. 2002. № 6
  24.  Осика Л. К. Схемы расстановки измерительных комплексов дляцель коммерческого учета на оптовом рынке электроэнергии // Вестник ФЭК России. 2002. № 4.
  25.  Осика Л. К. Технические проблемы выхода на ФОРЭМ энергоемких организаций-потребителей // Промышленная энергетика. 5. 2002.
  26.  Папков Б.В., Пашали Д.Ю. Надежность и эффективность электроснабжения. Учебное пособие / Уфимский государственный авиационный технический университет, Уфа, 2005г. - 380 с.
  27.  Правила устройства электроустановок. 6-е изд., исп. и доп. М.: ЗАО «Энергосервис», 2002.
  28.  Раннее Г. Г., Тарасенко А П. Методы и средства измерений: Учеб.для вузов. М.: Издательский центр «Академия», 2003.
  29.  Рекомендация. Государственная система обеспечения единства измерений. МИ 2083—90. Измерения косвенные. Определение результатов измерений и оценивание их погрешностей. М.: Изд-во стандартов, 1991.
  30.  Решетов В. И., Семенов В. А., Лисицын Н. В. Единая энергетическая система России на рубеже веков: Современное состояние и перспективы развития. М.: Изд-во ЭНАС, 2002.
  31.  РМГ 29-99. Рекомендации по межгосударственной стандартизации. Государственная система обеспечения единства измерений. Метрология. Основные термины и определения. М.: Изд-во стандартов, 2002.
  32.  Сборник нормативных и методических документов по измерениям, коммерческому и техническому учету электрической энергии и мощности / Сост. Я. Т. Загорский, У. К. Курбангалиев. М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2002.
  33.  Сергеев А. Г.. Крохин В. В. Метрология: Учеб.пособие для вузов. М.: Логос, 2001.
  34.  Сергеев А. Г., Латышев М. Терегеря В. В. Метрология, стандартизация, сертификация. М.: Логос, 2003.
  35.  Симкин Л. А, Доманов В. Ф.. Аванесов В. М. Опыт эксплуатации и поверки измерительных трансформаторов систем учета электроэнергии // Промышленная энергетика. 2000. № 10. 1



 

Другие похожие работы, которые могут вас заинтересовать.
5239. Водоотведение систем промышленных предприятий 1.06 MB
  Применение полиакриламида для интенсификации процессов осветления и обесцвечивания воды. Расчёт устройств для сбора и отвода воды при промывке фильтров. Резервуар чистой воды...
7152. Информационное общество. Представление об автоматических и автоматизированных системах управления. Примеры оборудования с числовым программным управлением 14.48 KB
  Представление об автоматических и автоматизированных системах управления. Автоматические и автоматизированные системы управления Принято различать автоматические и автоматизированные системы управления. Их различие состоит прежде всего в том что автоматические системы могут работать без участия человека в то время как в автоматизированных системах часть функций управления объектом выполняется техническими средствами а часть людьми. Таким образом важным признаком АСУ является наличие человека в процессе управления.
21261. АНАЛИЗ МОДЕЛЕЙ ОРГАНИЗАЦИИ И УПРАВЛЕНИЯ ПРОЕКТАМИ РЕДЕВЕЛОПМЕНТА ПРОМЫШЛЕННЫХ ТЕРРИТОРИЙ: ОПЫТ ДАНИИ - ПРИМЕРЫ КОНКРЕТНЫХ ПРОЕКТОВ 5.82 MB
  Сопоставление законодательных особенностей регулирования редевелопмента в Дании США Канаде и Германии а также в России. Определение редевелопмента в датском законодательстве. Правовые и экономические возможности муниципалитетов Дании при реализации проектов редевелопмента.
11689. СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ КАЧЕСТВОМ ПРОДУКЦИИ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ 681.32 KB
  В сложившейся ситуации в рыночной экономике перед российскими предприятиями встал вопрос о выпуске продукции которая бы не уступала заграничным аналогам по качеству и обладала бы более низкой ценой. Чтобы решить вопросы улучшения качества продукции большинство наших...
20231. Рассмотрение сущности автоматизированных информационных систем 205.41 KB
  Информационная система - это система, обеспечивающая уполномоченный персонал данными или информацией, имеющими отношение к организации. Информационная система управления, в общем случае, состоит из четырех подсистем: системы обработки транзакций, системы управленческих отчетов, офисной информационной системы и системы поддержки принятия решений, включая информационную систему руководителя, экспертную систему и искусственный интеллект.
10143. Методика создания автоматизированных систем (АИС) и технологий (АИТ) 95.7 KB
  Управляющие воздействия формируются на основе накопленной и функционирующей в системе управления информации а также поступающих по каналам прямой и обратной связи сведений из внешней среды. Таким образом важнейшая функция любой системы управления получение информации выполнение процедур по ее обработке с помощью заданных алгоритмов и программ формирование на основе полученных сведений управленческих решений определяющих дальнейшее поведение системы...
16166. Оценка уровня инновационной деятельности промышленных предприятий и отраслей 6.72 KB
  Оценка уровня инновационной деятельности промышленных предприятий и отраслей Для управления процессом инновационного промышленного развития регионов в первую очередь необходима информационная база на основе которой можно определять приоритеты инновационного развития тех или иных промышленных предприятий и отраслей а также экономики регионов в целом. Экономический анализ деятельности предприятий может быть внутренним и внешним в зависимости от субъекта пользования результатами анализа. Однако при этом анализ может...
1520. Разработка автоматизированных систем идентификации человека на основе биометрических признаков 5.34 MB
  Распознавание человека по изображению лица выделяется среди биометрических систем тем, что, во-первых, не требуется специальное или дорогостоящее оборудование. Для большинства приложений достаточно персонального компьютера и обычной видеокамеры
16809. Адаптивное проектирование бизнес-процессов как инструмент реализации стратегий развития промышленных предприятий 121.9 KB
  Промышленные предприятия в процессе своего развития неизбежно сталкиваются с необходимостью изменения своих стратегий. Как правило, наиболее активно такие изменения происходят при вступлении предприятия в кризисный период, который может быть связан как с внутренними (особенности жизненного цикла предприятия), так и с внешними факторами (кризис в отрасли или в мировой экономике в целом). В связи с этим для обеспечения устойчивого развития промышленного предприятия необходимо, чтобы его операционная деятельность соответствующим образом изменялась при каждом изменении стратегии развития предприятия
1736. Исследование и обоснование целесообразности использования автоматизированных систем управления (АСУ) для автоматизации в гостиничном бизнесе 16.13 KB
  Структура: В комплект поставки системы входят компоненты Бухгалтерский учет Оперативный учет и Расчет работающие с единой конфигурацией. Порядок адаптации и внедрения: При внедрении системы Центром решений VCCO заказчику оказывается комплекс услуг включающий следующие этапы: заключение договора предварительный контакт экспресс обследование определение границ проекта и согласование условий договора; обследование бизнеса предприятия заказчика; проектирование модели бизнеса; настройка автоматизированной системы на модель...
© "REFLEADER" http://refleader.ru/
Все права на сайт и размещенные работы
защищены законом об авторском праве.