Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

В жилые кварталы и поселки АСКУЭ стала проникать совсем недавно.

Сектор ЖКХ достаточно сложен для охвата системами энергоучета. Особенно это касается многоквартирных домов.

Поэтому, кстати, сегодня АСКУЭ более активно устанавливаются в коттеджных поселках, а не в многоэтажных домах.

Через каждую точку учета в коттеджном поселке (через счетчик в коттедже) проходит более мощный поток электроэнергии, чем через счетчик в квартире. автоматизированный учет электроэнергия

А значит установка АСКУЭ в коттеджной застройке позволяет получить более значимый (в абсолютных цифрах) эффект экономии. Вообще вызывает сомнение, что в сегодняшних условиях можно получить значимый эффект от установки АСКУЭ в многоэтажке.

Дело в том, что вопрос поквартирного автоматизированного учета пока еще недостаточно урегулирован с точки зрения законодательства. Непонятен заказчик, заинтересованный в создании АСКУЭ.

Поэтому АСКУЭ сегодня устанавливаются в основном в новостройках, которые часто просто не принимаются в эксплуатацию без системы поквартирного учета. То есть речь идет не столько о возможном экономическом эффекте, сколько о прямом административном давлении на застройщика. Правда, стоит заметить, что из этого правила появляется все больше исключений.

Можно, например, выделить следующие проблемы электроснабжения в частном секторе, с которыми АСКУЭ должна бороться:

- недоучтенное потребление;

- подключение в обход счетчика, скрытая проводка;

- неоплата счетов за электроэнергию;

- проблематичность или отсутствие доступа контролеров к приборам учета;

- изношенность сетей, перегрузка трансформаторов.

Главная задача автоматизированных систем коммерческого учета электроэнергии АСКУЭ (или АИИС КУЭ) это дистанционный сбор данных о потреблении электроэнергии в различных точках учета. Система может состоять как из одной, так и нескольких точек учета.

Внедрение АСКУЭ открывает для предприятия широкие возможности повышения эффективности использования электроэнергии благодаря наличию точных и полных документированных данных, дифференцированных по структурным подразделениям и оперативной информации об энергопотреблении. Эти данные позволяют разрабатывать реальные программы энергосбережения и контролировать их выполнение, персонифицировать ответственность за энергопотребление.

По назначению АСКУЭ предприятия подразделяют на системы коммерческого и технического учета:

Под техническим учётом электроэнергии понимают учёт электроэнергии, которая вырабатывается, передаётся и потребляется на конкретном предприятии, в целях осуществления эффективного контроля и различных нужд технического характера. Современный технический учёт электроэнергии обладает целым рядом специфических особенностей непосредственного применения, к которым в том числе, относятся:

· сбор и обработка информации получаемой с большого количества счётчиков формирование отчётов разного типа;

· доступ к получаемым данным большого количества специалистов;

· ведение обширной базы данных.

Полученная в результате данного учёта информация предназначается для непосредственного использования исключительно внутри предприятия.

Под коммерческим учётом электроэнергии понимают точный учёт количества электроэнергии, (которая была отпущена тому или иному потребителю) для определения в финансовом выражении расчёта за поставку.

С развитием рыночных отношений, реструктуризацией предприятий, хозяйственным обособлением отдельных подразделений предприятий и появлением коммерчески самостоятельных, но связанных общей схемой энергоснабжения производств - субабонентов функции технического и расчетного учета совмещаются в рамках одной системы. Соответственно, АСКУЭ коммерческого и технического учета могут быть реализованы как раздельные системы или как единая система.

Два вида учета, коммерческий и технический, имеют свою специфику. Коммерческий учет консервативен, имеет устоявшуюся схему энергоснабжения, для него характерно наличие небольшого количества точек учета, по которым требуется установка приборов повышенной точности, а сами средства учета нижнего и среднего уровня АСКУЭ должны выбираться из государственного реестра измерительных средств. Кроме того, системы коммерческого учета в обязательном порядке пломбируются, что ограничивает возможности внесения в них каких-либо оперативных изменений со стороны персонала предприятия.

Технический учет, наоборот, динамичен и постоянно развивается, отражая меняющиеся требования производства; для него характерно большое количество точек учета с разными задачами контроля энергоресурсов, по которым можно устанавливать в целях экономии средств приборы пониженной точности. Технический контроль допускает использование приборов, не занесенных в госреестр измерительных средств, однако, при этом могут возникнуть проблемы с выяснением причин небаланса данных по потреблению энергоресурсов от систем коммерческого и технического учета. Отсутствие пломбирования приборов энергосбытовой организацией позволяет службе главного энергетика предприятия оперативно вносить изменения в схему технического контроля энергоресурсов, в уставки первичных измерительных приборов в соответствии с текущими изменениями в схеме энергоснабжения предприятия и спецификой решаемых производственных задач.

Учитывая эту специфику коммерческого и технического учета можно оптимизировать стоимость создания АСКУЭ и ее эксплуатации.



1. ТРЕБОВАНИЯ К АВТОМАТИЗИРОВАННЫМ СИСТЕМАМ КОММЕРЧЕСКОГО УЧЕТА ЭЛЕКРОЭНЕРГИИ

Причина высокой стоимости энергоресурсов определил в последние годы главнейшие изменения в связи к налаженности энергоучета.

Под нажимом рынка клиенты приходят к постижению той простой достоверности, что первым шагом в бережливости энергоресурсов и понижении финансовых утрат является точный учет.

Сегодняшняя культурная торговля энергоресурсами базирована на применении автоматизированного инструментального энергоучета, что сводит к минимуму внимание человека на этапе замера, сбора и обрабатывания данных и гарантирует надёжный, точный, эффективный, гибкий, приспособленный к различным тарифным систем учет как со стороны производителя энергоресурсов, так и с стороны пользователя. С этой целью в качестве поставщиков, так и клиенты создают на близких объектах автоматизированные системы контроля и учета энергоресурсов (АСКУЭ).

Внедрение АСКУЭ позволит провести целый комплекс мероприятий, результатом которых станет:

1. Повышение точности учета энергоносителей за счет использования современных интеллектуальных приборов учета.

2. Оперативное получение полной и достоверной информации о потреблении и распределении всех энергоресурсов по всему предприятию, цеху, участку.

3. Повышение уровня управленческих решений и своевременное выявление перерасходов в результате обладания полной картиной энергопотребления.

4. Расчет реальных удельных норм потребления и планирование затрат на энергоресурсы в соответствии с планом выпуска продукции.

5. Проведение анализа рациональности расходования энергоносителей при различных режимах и условиях работы и оценка энергоэффективности работы оборудования.

6. Экономия рабочего времени энергослужб по сбору и предоставлению отчетных документов, сведению балансов и т.п .

7. Задание цехам лимитов энергопотребления, осуществление контроля превышений установленных норм и сигнализация о превышении .

8. Контроль работоспособности первичных приборов учета энергоносителей[1].

СНТ "Восточный" основан в 1970г, находится в районе города Выборга.

1.1 Проблемы технического и коммерческого учета электроэнергии в СНТ "Восточный"

Справедливый учет электроэнергии всегда был и будет больной темой любого потребителя электроэнергии. Особенно актуальной эта проблема становится в садоводческих некоммерческих товариществах (СНТ) и других объединениях частных собственников домов, где часто разворачиваются нешуточные «баталии» за справедливую оплату. Не секрет, что в СНТ, где хозяин становится полновластным владельцем не только участка и дома, но и своих внутренних сетей, имеется возможность подключиться к проводам до счетчика, чем и пользуются «смекалистые» садоводы.

Оплата всей неучтенной электроэнергии ложится в равных долях на всех членов товарищества. Т.е. кто-то использует в разы больше, а платят за них все. Суммы могут быть действительно большие. А раз так, следует серьезно разобраться в проблеме.



1.2 Электроэнергия в СНТ. Главные проблемы

В 2008 году завершена реформа энергетической отрасли России. Одним ее следствий стали существенно более серьезные требования к учёту электроэнергии на границе балансовой принадлежности между потребителем электроэнергии и электросетевой организацией.

Электросетью и генерирующей компанией и т.д.

Теперь учет необходимо организовать там, где он должен был быть и где его не было и во многих случаях нет вплоть до настоящего времени.

Либо учет электроэнергии есть, но организован не должным образом.

Сделать это невозможно без создания автоматизированных систем учёта электроэнергии в пределах одного «потребителя» (объекта). Автоматизированное рабочее места (АРМ) диспетчера позволяет не только посмотреть в произвольный момент времени текущие показания всех приборов учёта электроэнергии по всем действующим тарифам, но также обратится к архиву энергопотребления любого из приборов.

Проанализировать потребление электроэнергии за определённый промежуток времени, дистанционно сменить тарифное расписание прибора и т. д.

Если же говорить более приземлено, то многолетний опыт работы на рынке учёта электроэнергии позволяет нам сформулировать две главные проблемы, стоящих перед СНТ: это воровство (хищение) электроэнергии и реальные потери электроэнергии в сетях.

1.3 Электроэнергия в СНТ. Потери в сетях

Буквально несколько слов об этой проблеме. При правильно и качественно выполненном монтаже распределительной сети 0,4 кВ в пределах самого СНТ, опыт работы свидетельствует, что объём потерь составляет на уровне от 3% до 6% общего объёма энергопотребления.

Часто руководители СНТ говорят о значительном недоучёте электроэнергии или о значительном небалансе между показаниями прибора учёта электроэнергии, стоящего на вводе трансформаторной подстанции СНТ, и суммарным объёмом энергопотребления по показаниям приборов, стоящих у членов СНТ. Как правило тут же указывается причина - несанкционированное (безучётное) энергопотребление членами садового товарищества.

В то же время, абсолютно не берётся во внимание состояние сетей 0,4 кВ, потери в которых в отдельных случаях могут составлять до 100% от того объёма небаланса, который и «заставляет» руководителей СНТ обращаться в адрес компании для выполнения работ по автоматизации учёта электропотребления и выявления в, конечном итоге, точек «хищения» электроэнергии.

Часто, впрочем, истинные причин небаланса обнаруживаются в другом. И если говорить о причинах потерь в распределительных сетях 0,4 кВ, то основные среди них таковы:

· заниженное сечение провода

· некачественные соединения

· «перекос» нагрузки по фазам

· неудовлетворительное состояние цепи по нулевому проводу

· «нерациональность» в построении самих сетей.

1.4 Электроэнергия в СНТ. Воровство, оно же - хищение, электроэнергии

Теперь несколько подробнее о хищении электроэнергии в СНТ и методах «борьбы» с этим явлением. Безусловно, одна из главных мер противодействия «воровству» -- это установка перед вводом в дом каждого из членов СНТ прибора учёта электроэнергии в месте или условиях, исключающих возможность хищения электроэнергии.

Кроме этого, с каждого из установленных приборов должно быть возможно дистанционное считывание информации - ведь во многих случаях руководители СНТ настаивают, чтобы приборы учёта электроэнергии были смонтированы на высоте нескольких метров от уровня земли на опоре линии 0,4 кВ. Предположим, в СНТ такая работа выполнена. А «небаланс» между показаниями вводного прибора учёта электроэнергии (на всё СНТ в целом) и суммарным объёмом электропотребления всех членов СНТ остаётся значительным.

1.5 Электроэнергия в СНТ:локализация проблемных участков сети

Конечно, чудес не бывает, и скорее всего причиной этого являются значительные потери по сети 0,4 кВ. Значит, теперь стоит задача выявить точки потери электроэнергии и, соответственно, минимизировать потери.

Как правило, распределительная сеть 0,4 кВ представляет собой достаточно разветвлённую систему, с отпайками, «ветвями» и т.д. Чтобы эффективно контролировать энергопотребление, необходимо определить «контрольные» точки, как правило, это места отпаек на линиях.

В них целесообразно поставить дополнительные приборы учёта электроэнергии, которые будут учитывать электроэнергию по группам потребителей. Безусловно, места установки этих дополнительных приборов учёта должны быть предусмотрены проектом на создание автоматизированной системы учёта электроэнергии по СНТ, который учитывает существующую конфигурацию линии 0,4 кВ.

Имея показания приборов учёта электроэнергии по «контрольным» точкам и показания «вводного» прибора уже можно проанализировать «схему» энергопотребления за конкретный промежуток времени. И далее - с достаточной степенью вероятности локализовать тот или иной «проблемный» участок линии 0,4 кВ, где происходят потери.

Справедливым будет вопрос о том, зачем необходима установка дополнительных «контрольных» приборов по группе или группам потребителей. Ведь суммарные показания по той или иной «ветви» линии 0,4 кВ можно получить просто сложив показания всех приборов учёта в данной группе. Ответ прост -- очень может быть, что в пределах именно этой группы имеются значительные расхождения между показаниями контрольного прибора по группе и суммарным расходом электроэнергии отдельных потребителей.

Таким образом, создавая автоматизированную систему учёта электроэнергии в пределах СНТ, садовое товарищество получает для «себя» мощный инструмент, который не только обеспечивает контроль за энергопотреблением членами СНТ, но и позволяет с достаточно высокой точностью выявить места потерь электроэнергии и в конечном итоге, контролировать состояние самой распределительной сети 0,4 кВ в пределах СНТ.

1.6 Электроэнергия в СНТ - расчет потребления

Теперь несколько слов о расчётах за электрическую энергию. В отношениях между СНТ и энергосбытовой организацией всё достаточно просто. Как правило, расчеты производятся по показаниям прибора учёта электрической энергии, стоящего на границе балансовой и эксплуатационной ответственности между СНТ и электросетевой компанией, смонтированного в распределительном устройстве на вводе ЛЭП 0,4 кВ или в РУ 10 кВ трансформаторной подстанции.

Что касается членов СНТ, то они производят расчёты с правлением СНТ по показаниям приборов учёта электрической энергии, которые стоят на отдельных участках. Потери электрической энергии, которые имеют место быть в любом случае (как указывалось выше -- от 3% до 6% от объёма энергопотребления) целесообразно разделить в соответствии с количеством участков в СНТ на их владельцев. Решение о том, как именно оплачивать потери в распределительных сетях СНТ принимает общее собрание членов СНТ.

Это одна сторона вопроса. Но есть и другая - описанный выше процесс вполне реально автоматизировать.

Связать приборы учета СНТ в единую сеть и получать необходимые данные в режиме он-лайн. Наиболее очевидный, лежащий, что называется, на поверхности способ это сделать -- «обвязать» все приборы учёта электрической энергии в СНТ при помощи «проводной» информационной магистрали, использующий тот или иной протокол. Однако это решение может быть сопряжено с серьезными финансовыми издержками. Большая территориальная рассредоточенность участков в пределах одного СНТ может сделать создание системы на основе проводных информационных магистралей просто невыгодным.

Более приемлемым является создание информационной системы с использованием технологии PLC. Т.е. передачи показаний счетчиков по силовым проводам 0,4 кВ без использования дополнительных информационных кабелей. Показания всех приборов учета собираются в концентраторе и хранятся в нем до момента сбора накопленной информации. Данные о потреблении всех членов СНТ могут быть при этом выведены в удобном для использование виде, например, виде таблицы на мониторе компьютера.

Естественно, рассказать сразу о всех тонкостях организации энергоснабжения такого специфического объекта как садоводческое товарищества в пределах одной главы просто невозможно. Однако главные акценты расставили. Для этого есть необходимые юридические и технологические инструменты.

Их применение позволяет отказаться от «рейдов» с проверкой и призывов к совести у «нечистых на руку» садоводов. Если появляется злостный неплательщик, его можно проучить -- отключить от электросети на время до поступления оплаты. Если кто-то из членов СНТ решит перейти на двух- или трех ставочный тариф и платить за электроэнергию исходя из времени суток, это тоже реализуемо.

Главное - наличие выработанной членам объедения собственников согласованной политики в области энергоснабжения и детальной программа действий по ее реализации. И для этого, конечно, необходимо, чтобы члены СНТ были не просто соседями, а единомышленниками.

2. Разработка ПРОЕКТА АСКУЭ СНТ "Восточный"

2.1 Устаревшее оборудование, установленной в СНТ "Восточный"

Нормативные требования в Российской Федерации к установке низковольтного оборудования и конкретно приборов учета потребления электроэнергии (счетчиков электроэнергии) регламентируются Правилами устройства электроустановок (ПУЭ) 7 издания от 2002 года и ГОСТ Р 51321.5-2011 " Устройства комплектные низковольтные распределения и управления".

Счетчики должны размещаться в легко доступных для обслуживания сухих помещениях, в достаточно свободном и не стесненном для работы месте с температурой в зимнее время не ниже 0°С. Допускается размещение счетчиков в неотапливаемых помещениях и коридорах распределительных устройств электростанций и подстанций, а также в шкафах наружной установки. При этом должно быть предусмотрено стационарное их утепление на зимнее время посредством утепляющих шкафов, колпаков с подогревом воздуха внутри них электрической лампой или нагревательным элементом для обеспечения внутри колпака положительной температуры, но не выше +20°С.

Счетчики должны устанавливаться в шкафах, камерах комплектных распределительных устройствах (КРУ, КРУН), на панелях, щитах, в нишах, на стенах, имеющих жесткую конструкцию. Допускается крепление счетчиков на деревянных, пластмассовых или металлических щитках. Высота от пола до коробки зажимов счетчиков должна быть в пределах 0,8-1,7 м. Допускается высота менее 0,8 м, но не менее 0,4 м.

Устройства комплектные низковольтные распределения и управления. Дополнительные требования к низковольтным комплектным устройствам, предназначенным для наружной установки в общедоступных местах (распределительным шкафам)

Оболочка ШРКП, полностью собранного согласно указаниям изготовителя, должна иметь степень защиты не менее IP34D по ГОСТ 14254. Степень защиты от проникновения жидкостей IP X4 (второй знак в индексе) означает, что шкаф, короб или щиток для установки счетчика на столбе должен быть защищен от проникновения брызг жидкостей во всех направлениях.

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

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

В местах, где возможны механические повреждения электропроводки, открыто проложенные провода и кабели должны быть защищены от них своими защитными оболочками, а если такие оболочки отсутствуют или недостаточно стойки по отношению к механическим воздействиям, - трубами, коробами, ограждениями или применением скрытой электропроводки.

2.2 Система УСПД СНТ Восточный

В зависимости от требований современные цифровые счетчики должны в любой момент времени оперативно передавать необходимые данные по различным каналам связи на диспетчерские пункты энергоснабжающих предприятий для оперативного контроля и экономических расчетов потребления электроэнергии.

Не менее важную роль играют всевозможные сервисные функции, такие как удаленный доступ к счетчику, информации о потребленной энергии и многие другие. Наличие цифрового дисплея, управляемого микроконтроллером, позволяет программно устанавливать различные режимы вывода информации, например, выводить на дисплей информацию о потребленной энергии за каждый месяц, по разным тарифам и тому подобное.

Промышленностью в РФ и за рубежом выпускаются для нужд АСКУЭ счетчики-датчики на микропроцессорной основе различного типа и назначения - одно трехфазные, одной многотарифные, комбинированные интеллектуальные многофункциональные.

Благодаря применению передовых технологий проведения измерений и использованию микрокомпьютерная технологий современные высокоточные электронные счетчики предназначены для проведения измерений в широком диапазоне и выполнения тарифных функций. Будучи комбинированными и такими, которые включаются через трансформаторы тока и напряжения, счетчики регистрируют активную и реактивную энергию в обоих направлениях с классом точности 0,2 и 0,5 - при измерении активной энергии и 1,0 - реактивной энергии. С помощью сервисной программы, которой оснащается ПК, все рабочие параметры устанавливаются индивидуально.

Внедрение автоматизированных систем контроля и учета энергоресурсов (АСКУЭ) является стратегическим направлением повышения эффективности энергетического потенциала страны.

В первом случае датчик расхода формула унифицированный выходной сигнал, который может обрабатываться различными ТО, чьи входы согласованы с выходными сигналами датчика расхода. Такой комплектацией теплосчетчика в определенной степени обеспечивается унификация приборов учета тепла.

Преобразователь расхода состоит из первичного и вторичного преобразователей расхода. Вторичный преобразователь расхода (ВПВ) - это электронный блок, который может быть конструктивно совмещенный с ППВ, а может иметь раздельное исполнение. В некоторых случаях ВПВ является функциональной частью ТО, причем ВПВ и ТО монтируются в одном корпусе, а иногда и на одной плате.

Для измерения расхода теплоносителя наибольшее распространение получили датчики расхода с сужающимися устройствами, ультразвуковые, электромагнитные, вихревые и тахометрические датчики расхода.

Датчики расхода с сужающимися устройствами или датчики расхода переменного перепада давления используют зависимость перепада давления на сужающем устройстве, установленном в трубопроводе, от расхода.

Эти расходомеры имеют ряд преимуществ, основными из которых являются: высокая надежность измерений и низкая зависимость качества измерений от физико-химических свойств измеряемой жидкости. Однако эти приборы имеют и недостатки, например, узкий динамический диапазон, нелинейность характеристик, высокое гидравлическое сопротивление, предоставляется потока жидкости первичным преобразователем, необходимость демонтажа для ежегодной проверки, сложность эксплуатации, сложный монтаж, необходимы длинные прямые участка трубопровода до и после места установки ППВ.

Эти недостатки затрудняют применение данных приборов и становятся очевидными по сравнению с преимуществами, которые создаются применением современных приборов других типов. Датчики данного типа в составе теплосчетчиков вытесняются другими видами датчиков расхода.

Система учета состоит из нескольких основных компонентов: счетчики электроэнергии, контроллеры, или как их называют - устройства сбора и передачи данных (УСПД), модемы, кабели и прочие приспособления для организации связи, компьютеры с установленной на них специальной программой.

1. Многофункциональный микропроцессорный счетчик АЛЬФА A1800 трансформаторного включения предназначен для учета активной и реактивной энергии и мощности в трехфазных сетях переменноготока в режиме многотарифности, хранения измеренных данных в своей памяти, а также передачи их по цифровым и импульсным каналам связи на диспетчерский пункт по контролю, учету и распределению электроэнергии.

Счетчик АЛЬФА А1800 предназначен для установки на перетоки, генерацию, высоковольтные подстанции, в распределительные сети и на промышленные предприятия.

Функциональные возможности счетчиков АЛЬФА А1800:

1. Измерение активной и реактивной энергии и мощности с классом точности 0.2S, 0.5S в режиме многотарифности.

2. Измерение параметров электросети с нормированными погрешностями.

3. Фиксация максимальной мощности нагрузки с заданным усреднением.

4. Фиксация даты и времени максимальной активной и реактивной мощности для каждой тарифной зоны.

5. Запись и хранение данных графика нагрузки и параметров сети в памяти счетчика.

6. Передача результатов измерений по цифровым и импульсным каналам связи.

7. Автоматический контроль нагрузки и сигнализация о выходе параметров сети за установленные пределы.

8. Учет потерь в силовом трансформаторе и линии электропередачи.

Счетчик АЛЬФА А1800 обладает увеличенной памятью, что позволяет ему вести запись трех независимых массивов профиля нагрузки по энергии и мощности с разными интервалами усреднения (1, 2, 3, 5, 6, 10, 15, 30 и 60 мин.) А также до 32 различных графиков параметров сети с двумя различными интервалами

2. Информацию со счетчиков необходимо собрать. Для этого необходимо счетчик соединить или связать с компьютером. От счетчика может просто идти телефонный кабель к компьютеру, если это недалеко. Но тянуть кабель на несколько сотен метров или километр от каждого счетчика очень дорого. Поэтому, если несколько счетчиков установлены в одном месте, их подключают к одному кабелю используя мультиплексор. К мультиплексору можно подключить до 16 счетчиков[5].

Если счетчики стоят на далекой подстанции (несколько или более километров), то используют модем. Счетчики на подстанции подключаются к мультиплексору, а тот к модему и ближайшему телефону. Компьютер также подключается к модему, и с помощью специальной программы как бы звонит на счетчик и соединяется с ним. Телефон занят только в те несколько секунд, когда со счетчика скачивается информация. Программа может и сама звонить ночью, а утром у тебя уже будут на компьютере готовы данные по всем счетчикам

Назначение:

16-канальный мультиплексор МПР16 предназначен для создания АСКУЭ путем объединения счетчиков электроэнергии серии АЛЬФА и преобразования уровней сигналов различных интерфейсов и может устанавливаться на коммунальных и промышленных объектах.

Функциональные возможности:

1. Подключение на общие шины до 16 счетчиков АЛЬФА по интерфейсу ИРПС.

2. Подключение до 31 внешнего устройства по интерфейсу RS-422/RS485.

3. Связь с компьютером через модем или интерфейс RS-232.

4. Поканальная коммутация при наличии высокого уровня помех, обеспечивающая подключение к общим шинам мультиплексора только опрашиваемого счетчика.

3. Устройства сбора и передачи данных - это тот же компьютер, но в специальном промышленном исполнении для систем учета. Он предназначен не только для сбора данных со счетчиков, но и самостоятельной их обработки и передачи на верхний уровень. Используется в более сложных системах. Например, если ты хочешь получать данные со счетчиков не раз в сутки, а каждые 3 минуты для наблюдения за графиком нагрузки. УСПД позволит системе объединить решение задач как коммерческого, так и технического учета.

К УСПД помимо цифровых счетчиков можно подключить и индукционные счетчики с импульсными выходами, что дает тебе возможность удешевить систему и не менять сразу все счетчики. Кроме того, УСПД необходимо при выходе на ФОРЭМ. В этом случае все данные остаются на уровне предприятия, а наверх предаются только необходимая информация о потреблении электроэнергии[1]

УСПД может передавать данные со значительно меньшей скоростью, а это снижает требования к каналам передачи данных. Можно попытаться использовать те каналы, которые у тебя уже есть. УСПД также упрощает задачу объединения системы АСКУЭ с системой управления предприятием, за счет применения различных протоколов связи.

АСКУЭ Альфа СМАРТ работает со специализированными УСПД только серии RTU-300. RTU-300 в основном подразделяют на три вида:

1. RTU-314, для уровня электростанций и крупных подстанций;

2. RTU-325, для уровня подстанции энергосистемы или промышленного предприятия;

3. RTU-327, используется в качестве промежуточных центров.

Назначение:

УСПД RTU-325 предназначены для сбора, обработки, хранения данных, собранных со счетчиков электроэнергии и передачи их на верхний уровень. Устройства предназначены для построения цифровых, пространственно распределённых, проектно-компонуемых, иерархических, многофункциональных автоматизированных систем коммерческого учёта электроэнергии и мощности (АСКУЭ) с распределённой обработкой и хранением данных. Предназначено для эксплуатации в безоператорном режиме[1].

Работает со счетчиками различных производителей. Возможность измерения токов, напряжений, частоты и мониторинг мощности входят в базовый комплект поставки.

4. Программное обеспечение AlphaSmart-C предназначен для конфигурирования УСПД RTU-300, сбора, отображения и обработки информации собранной с УСПД. Конфигурирование сводится к заполнению ряда таблиц.

Для конфигурации систем AlphaSmart-C необходимо:

1. Описать парк счетчиков;

2. Задать календарь (каждый день должен принадлежать к определенному типу дней);

3. Составить тарифные сетки;

4. Сформировать точки и группы учета;

5. Создать таблицу портов УСПД.

2.3 Расчет снижения потерь за счет внедрения автоматизированной системы коммерческого учета электроэнергии

В решении данной задачи цель (экономия) будет достигаться лишь в том случае, если производства будут, выполнять план по расходу энергоресурсов, рассчитанный и скорректированный управляющей системой.

Следовательно, экономия энергоресурсов будет равна разности между этой запланированной величиной расхода и той фактической величиной, которая была бы без внедрения управляющей системы. Оценить эту разность можно уже сейчас, анализируя графики суточного потребления энергоресурсов в течение нескольких месяцев. Т.е. сравнивая фактический месячный расход с тем, который бы планировался, определим величину возможной экономии энергоресурсов.

Исходя из статистических данных о расходах энергоресурсов за 2016 и 2015 годы по СНТ, и применяя описанный метод расчёта плана расходов энергоресурсов.

, (2.1)

Где - величина расхода за - ные сутки.

Затем из статистической выборки удаляем значение расхода, превышающие как значение, характеризующеё неэффективную работу системы АСКУЭ в данные сутки.

Рассчитаем плановую величину суточного расхода:

, (2.2)

где

- суточного расхода электроэнергии, не превышающеё , = 384;

- количество указанных значений.

Величина возможной экономии электроэнергии составляет от месячного расхода:



Исследуя аналогичным образом графики потребления за несколько месяцев 2017 и 2016 годов и принимая во внимание то, что при внедрении задачи управления расходом АСКУЭ организуется только реализовать полученный резерв в потреблении энергоресурсов не удастся, получим следующие величины годовой экономки энергоресурсов:

· электроэнергия - 1%

Пользуясь данными о годовых расходах и стоимости каждого вида энергоресурсов, получим величины экономии за счет снижения расхода каждого вида энергоресурсов.

Экономия от снижения платы за нагрузку

При внедрении задачи управления нагрузками СНТ получит возможность эффективно управлять нагрузками и ликвидировать превышение лимита. До настоящего момента времени СНТ не платил штрафа за превышение лимита, хотя факты превышения были часто. В настоящем году за превышение лимита по нагрузке будет введен десятикратный штраф. Но так как фактических штрафов в исследуемом периоде не было, эффект будем рассчитывать только за счет уменьшения платы за максимальную нагрузку.

Из анализа данных о величинах заявленных нагрузок на квартал и фактических максимальных нагрузок следует, что за 2016 год, СНТ превысил заявляемую нагрузку во втором квартале на 6,954 МВт, в третьем - на 4,1 МВт, в четвертом - на 8 МВт. Это повлекло к однократной доплате за максимальную нагрузку в следующем размере:

33,6 руб. - стоимость 1 кВт потребляемой мощности за год.

Зa пepвый квартал СНТ было уплачено за 237 МВт, потреблено же было 233,2 МВт, потери СНТ составили:

При внедрении системы будет производиться болеё точный заказ максимальной мощности и ликвидироваться превышение лимита, таким образом экономия за счет уменьшения платы за нагрузку составит

руб.

Что в ценах 2016 г. примерно соответствует 17 млн.руб.

Экономия от снижения потерь в сетях электроснабжения и улучшения качества электроэнергии

Управление сетями электроснабжения на основе расчёта режимов системы электроснабжения СНТ позволит существенно сократить потери активной мощности электроэнергии и обеспечить повышение качества эксплутационных напряжений.

На основании отечественного и зарубежного опыта внедрение оптимизационных методов управления сетями электроснабжения обеспечивает сокращение потерь электроэнергии в электрической сети на уровне 0,3% от общего потребления электроэнергии.

В соответствии с указанным ожидаемый годовой эффект при ожидаемом годовом потреблении электроэнергии Ргод =1326792 тыс. КВт/ч и стоимости 1 КВт·ч электроэнергии в размере:

=0.998 руб. КВт/ч составит:

руб. , (2.3)

Кроме прямого экономического эффекта обеспечивается косвенный эффект за счет повышения качества напряжения, что приводит к улучшению эксплутационных условий (снижение технологических ущербов), увеличению сроков службы и межремонтных циклов электрооборудования.

В связи с отсутствием в настоящеё время методики расчёта указанного экономического эффекта его ориентировочная величина обычно принимается в размерах 0,54% от общего электропотребления, что составит:

руб.



3. СОВРЕМЕННОЕ ОБОРУДОВАНИЕ АСКУЭ

3.1 Обзор структуры автоматизации СНТ

Постановление проблемы учета электричества требует сотворения автоматизированных систем контроля и учета, в корпоративном случае заключают два или три уровня:

* нижний уровень - первичные замерные преобразователи (ПВП) с телеметрическими выходами с непрерывным или минимальным интервалом усреднения измерительных параметров электроэнергии;

* средний уровень - контроллеры (специальные измерительные системы или функциональные предрешаемые преобразователи) со вделанным программным благосостоянием учета, осуществляют в заданном цикле интервала усреднения постояннодействующий сбор замерных данных с территориально разделившие ПВП, накопления, обработки и передачи этих данных на верхний уровень;

* верхний уровень - отдельный компьютер (ПК) со специальным программным обеспеченьем АСКУЭ, выполняющий сбор сведений из контроллера (или группы контролеров) среднего уровня, итоговое обработки этой извещений как по точкам учета, так и по их ячейкам (командам и объектам организации), отражения и документирования информации учета в виде, комфортном для анализа и принятия выводов (регулирование) оперативным штатом службы главного энергетика и начальством предприятия.

Нижний уровень АСКУЭ сопряжен со средним уровнем замерными каналами, в какие входят все замерные средства и линии связи от точки учета к контроллеру.

Средний уровень АСКУЭ соединенный с верхним уровнем каналом связи, в свойстве которого могут применяться физические проводные линии связи.

Счетчики-датчики в системах АСКУЭ. В сегодняшнее время стремительного развития микроэлектроники и снижение цен на электронные элементы цифровые системы регулирования постепенно теснят своих аналоговых конкурентов. Одни из главных превосходств цифровых систем регулирования на базе микроконтроллеров - гибкость и мультифункциональность, которые достигаются не аппаратно, а программно без дополнительных материальных затрат, а также повышения точности и надежности учета. Цифровой счетчик электричества на базе простого микроконтроллера имеет явные превосходства: надежность за счет полного отсутствия элементов, трущихся компактность, возможность выработки корпуса с учетом интерьера передовых жилых домов; возвышение периода проверок в несколько раз; ремонтопригодность и простота в обслуживании и эксплуатации. При небольших добавочных аппаратных и программных затратах даже простой цифровой счетчик может характеризоваться рядом сервисных функций, недостающих во всех механических, например, вероятностью реализации многотарифные оплаты за потребляемую энергию, автоматизированного учета и контроля употребляемой электроэнергии.

Задача оперативного управления решаются с учетом программно-технических средств оперативно-информационного управляющего комплекса в пределах двух подсистем: информационно-управляющей и информационно-вычислительной. Основным назначением является сбор, первичная обработка и отображение информации о текущем режиме, а также контроль допустимости режима и капиталом элементов энергооборудования.

К заданиям надлежат более сложные вычисляемыые функции, обеспечивающие помощь эксплуатационному персоналу с расчетом допустимости нормальных и поставарийных режимов, ремонтных заявок, коммутационных переключений, оценку состояния работы электрических, тепловых сетей и электростанций, определения расстояния до места повреждения, действенный прогноз нагрузок контроль над потреблением энергии и, расчет и оптимизацию электрических и тепловых порядков во времени, диагностику главного оборудования. В плане обработки телеинформации должен решаться задачи:

- Приема телеизмерений и телесигналов каналам связи, контроль достоверности, восстановление недостоверных данных, расчет интегралов, осреднение, контроль границ;

- Архивирование;

- Контроль состояния системы сбора информации и формирования статистических данных о работе отдельных элементов системы сбора;

- Управление диспетчерским щитом;

- Ретрансляции телеинформации другие уровни управления.

В плане диспетчерской сведения должны решаться задачи:

- Перенос измеряемых данных в архивы сведения;

- Перенос интегральных и средних значений телеизмерений в архивы сведения;

- Приема и передачи каналами межуровневого обмена;

-Уточняющего расчета данных диспетчерской сведения;

- Формирование отчетных документов необходимой структуры.

Технологические задачи находят решение в рамках подсистем:

- Технологических задач операторского управления;

- Планирование режимов.

В подсистему научно-технических задач диспетчерского регулирования входят задачи автоматизации функций операторского персонала:

- Формирование и управление оперативной и расчетной схемы электрической и тепловой сети;

- Ведение эксплуатационного журнала диспетчера;

- Ведение эксплуатационной документации;

- Автоматизированное распознавание диспетчерских заявок;

В подсистему планирования режимов входят задачи:

- Прогноз нагрузок на отличительные периоды;

- Оценка режимных последствий вхождения в работу новых объектов и подключения их к электрическим и тепловым сетям;

- Разработка и регулирование нормальных и ремонтных режимов работы оборудования;

- Расчет утрат энергии в электрических сетях и электростанциях,

- Анализ и прогноз прочности, качества электроснабжения;

- Расчет удельных затрат топлива и себестоимости формирования энергии на электростанциях.

Решение проблем энергоучета на предприятии требует создания автоматизированных систем контроля и учета энергоресурсов (АСКУЭ), в структуре которых в общем случае можно выделить четыре уровня:

*первый уровень - первичные измерительные приборы (ПИП) с телеметрическими или цифровыми выходами, осуществляющие непрерывно или с минимальным интервалом усреднения измерение параметров энергоучета потребителей (потребление электроэнергии, мощность, давление, температуру, количество энергоносителя, количество теплоты с энергоносителем) по точкам учета (фидер, труба и т.п.);

*второй уровень - устройства сбора и подготовки данных (УСПД), специализированные измерительные системы или многофункциональные программируемые преобразователи со встроенным программным обеспечением энергоучета, осуществляющие в заданном цикле интервала усреднения круглосуточный сбор измерительных данных с территориально распределенных ПИП, накопление, обработку и передачу этих данных на верхние уровни;

*третий уровень - персональный компьютер (ПК) или сервер центра сбора и обработки данных со специализированным программным обеспечением АСКУЭ, осуществляющий сбор информации с УСПД (или группы УСПД), итоговую обработку этой информации как по точкам учета, так и по их группам - по подразделениям и объектам предприятия, документирование и отображение данных учета в виде, удобном для анализа и принятия решений (управления) оперативным персоналом службы главного энергетика и руководством предприятия;

*четвертый уровень - сервер центра сбора и обработки данных со специализированным программным обеспечением АСКУЭ, осуществляющий сбор информации с ПК и/или группы серверов центров сбора и обработки данных третьего уровня, дополнительное агрегирование и структурирование информации по группам объектов учета, документирование и отображение данных учета в виде, удобном для анализа и принятия решений персоналом службы главного энергетика и руководством территориально распределенных средних и крупных предприятий или энергосистем, ведение договоров на поставку энергоресурсов и формирование платежных документов для расчетов за энергоресурсы[2].

Для более подробного расмотрения автоматизированой системы расмотрим электрическую и структурную схему АСКУЭ СНТ.

Рисунок 1 - Электрической схемы при внедрении АСКУЭ

Устройство входящие в систему:

1 Мультиплексор: МПР-16-2М для внутреннего учета;

1 УСПД: RTU-325 для коммерческого учета;

4 счетчика АЛЬФА А1800 для внутреннего учета - Wh3, Wh4, Wh11, Wh12;

4 счетчика АЛЬФА А1800 для коммерческого учета - Wh5, Wh6, Wh9, Wh10;

2 счетчика АЛЬФА А1800 для собственных нужд - Wh7, Wh8;

2 счетчика АЛЬФА А1800 для учета электроэнергии до ПС 110/10 кВ - Wh1, Wh2;

Для коммерческого учета необходимо поставить трансформаторы тока с классом точности не больше 0,5S.

Рисунок 2 - Структурной схемы АСКУЭ СНТ

Данная система обеспечивает гибкую настройку и расширенную диагностику с выводом данных в веб-сервер и на монитор. УСПД осуществляет сбор данных с цифровых и импульсных счетчиков, их обработку и хранение, передачу накопленных данных на верхний уровень. Также возможно измерение величин токов, напряжений, частоты и мониторинг потребляемой мощности.

Опрос данных осуществляется как через каскад УСПД, так и по телефонным каналам. Возможны передача данных по выделенным и коммутируемым линиям связи, а также с помощью различных модемных соединений с использованием GSM-модемов, радиомодемов, спутниковых модемов, ВОЛС РРЛ. Ethernet-соединения со счётчиками выполняются через Ethernet-сервер TCP/IP-COM[3]

3.2 Технические средства оснащения

В качестве расчетного прибора учета на присоединениях 10кВ используется счетчик AV-05RL-P14B4 производства компании «Эльстер Метроника» г.Москва. Счетчик AV-05RL-P14B4 ведет учет активной и реактивной энергии в одном направлении, хранит профиль нагрузки по двум видам энергии в одном направлении, обеспечивает передачу данных на уровень УСПД ИВКЭ по цифровому интерфейсу RS-485.

Данные от первичных приборов учета передаются по проводным линиям связи для дальнейшей обработки на уровень УСПД ИВКЭ. В качестве УСПД выбран контроллер «Сикон С1» производства инженерно-технической фирмы «Системы и технологии» г. Владимир. На уровне УСПД производится гарантированное хранение и обработка полученных данных об энергопотреблении по всем точкам учета, входящим в ИВКЭ ПС №31 «Рассвет». Также УСПД используется для передачи информации на вышестоящий уровень (ИВК «ЗЭС») посредством внешней каналообразующей аппаратуры. Для повышения надежности передачи данных на верхний уровень используются два канала - основной и резервный.

Передача данных в ИВК СВЭС АИИС ОАО «Красноярскэнерго» и МЭС Сибири производиться непосредственно из маршрутизатора СИКОН С30.

Поддержание единого системного времени осуществляется посредством приемника сигналов точного времени, установленного на центральном УСПД ИВК «ЗЭС».

Перечень измерительно-информационных комплексов точек учета, подлежащих включению в АИИС с указанием требований по видам энергии, направлениям учёта и оснащению счётчиками электроэнергии. Под «информационным каналом» точки учета понимается канал учёта данных по одному виду энергии (активной или реактивной) в одном направлении.

В состав ИВКЭ, устанавливаемого на энергообъекте, входят:

*Электронные счетчики электроэнергии, устанавливаемые в существующие цепи.

*Альфа AV-05RL-P14B4 (Альфа AV-05RL-P14B) - коммерческий учет.

Счетчик обеспечивает:

- измерение активной и реактивной энергии в одном направлении;

- учет в режиме многотарифности;

- хранение профиля нагрузки;

- ведение журнала событий;

- наличие цифрового интерфейса RS-485;

- наличие телеметрических выходов;

- наличие резервного питания.

ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ:

- класс точности - 0,5S;

- количество тарифов - до 4 тарифных зон для учета электроэнергии;

- количество сезонов - до 12;

- номинальный ток I_ном = 5А;

- максимальный ток I_max = 10А;

- порог чувствительности - 1% I_ном;

- номинальное напряжение U_ном = 3х57/100В; 3х220/380В;

- рабочий диапазон напряжений 0,81,15 U_ном;

- рабочий диапазон температур от минус 40С до + 55С;

- собственное потребление по цепям напряжения - 4 ВА / 2Вт;

- собственное потребление по цепям тока - 0,2 ВА / 0,12Вт на фазу;

- точность хода часов - 0,5 с/сут;

- сохранность хода часов и календаря при питании от встроенной литиевой батареи - до 5 лет (при температуре +25С);

- регистрация событий в журнале (отключение питания, корректировка времени, сбросы мощности и.т.д.) - до 255 заметок;

- скорость обмена информацией по цифровым интерфейсам - 1200 - 9600 бод;

- степень защиты:

1) по способу защиты человека от поражения электрическим током - класс II;

2) корпуса - IP 51;

3) клеммника - IP 20;

- срок службы - 30 лет.

Счетчики зарегистрированы в Госреестре средств измерений ГОССТАНДАРТА РФ, имеют межповерочный интервал 12 лет, наработку на отказ 120000 часов.

В качестве УСПД предусмотрено использование электронного многофункционального контролера «Сикон C1», занесённого в Госреестр средств измерений за № 15236-03. Межповерочный интервал - 8 лет для модификаций с цифровым подключением микропроцессорных счетчиков.

Программируемый электронный контролер семейства «Сикон» предназначен для приема, обработки, гарантированного хранения, отображения и передачи данных, для автоматизации коммерческого учета электроэнергии и мощности.

Контроллер имеет метрологически аттестованный выход "Тест", предназначенный для использования его при метрологической поверке контроллера на объекте, а также для сдачи системы на коммерческий учёт и поверки во время эксплуатации по истечении межповерочного интервала.

Контроллер «Сикон С1» обеспечивает:

- прием информации по цифровым интерфейсам;

- корректировку значения текущего времени многофункциональных электросчетчиков, подключенных к контроллеру, при расхождении их времени с временем УСПД на величину более 3 сек. (при поддержании команды коррекции времени счетчиком);

- возможность объединения входных сигналов в группы;

- хранение данных по потребленной энергии по каждому входу и по группам;

- возможность просмотра данных на информационном табло;

- возможность передачи информации на верхний уровень как в автоматическом режиме, так и по запросу.

Технические данные:

- число групп учета - до 8;

- максимальное количество тарифных зон в сутки - 12;

- последовательные интерфейсы:

1) 2 полных интерфейса RS-232;

2) 2 универсальных програмно настраиваемых канала, в качестве которых могут быть:

а) RS-232 (0-модем);

б) RS-485 (использование модулей RS-485 для опроса счетчиков предусматривается данным проектом);

в) ИРПС (токовая петля 20 мА активный передатчик, пассивный приемник);

г) ВК-канал ( для работы с нагрузкой 600 Ом);

д) СПИ-канал (для работы с модемами типа СПИ);

- сетевая архитектура - поддержка локальной промышленной сети PROFIBUS (DIN 19245), количество каналов 2;

- регистрация в журнале событий:

1) включения/выключения питания - 40 заметок;

2) коррекция даты и системного времени - 40 заметок;

3) корректирование базы данных - 40 заметок;

4) количество связей с УСПД - 40 заметок;

5) изменения состояния дискретных входов/выходов - 40 заметок;

6) состояние канала связи - текущая информация о параметрах канала;

7) конфигурация сети PROFIBUS - текущая информация о количестве и сетевых номерах контроллеров в сети;

- напряжение питания:

1) входное напряжение (основное) - ~220 В 10%;

2) входное напряжение (резервное) - = 24В;

- потребляемая мощность - не более 25 ВА;

- рабочий диапазон температур - от минус 10С до + 40С;

- степень защиты - IP 31 (в базовом исполнении).

Для передачи информационных сообщений применен маршрутизатор СИКОН С30.

Технические данные:

Маршрутизатор имеет восемь каналов связи для обмена информацией с внешними устройствами. Два канала реализованы в виде полных интерфейсов RS-232. При необходимости каналы могут быть сконфигурированы на другие интерфейсы путем установки в маршрутизатор соответствующих модулей. Скорость обмена по последовательным интерфейсам RS-232, RS-485, ВК, МС задается программно. Маршрутизатор обеспечивает обмен информации со следующими типами внешних устройств АИИС:

- локальной ЭВМ;

- удаленной ЭВМ, подключенной через модемы ВЧ-связи по ВЛ типа СПИ, АПСТМ, ТГФМ, ТФМ или через модуль связи МС(ИРПС, «токовая петля» 20 мА), либо модуль RS-485;

- HS- совместимым модемом по стандарту V.24 с электрическими характеристиками цепей стыка по рекомендации V.28;

- маршрутизаторами входящими в состав ИИС «Пирамида»(КППД-1,КППД-2, КППД-2М, СИКОН С30);

- УСПД типа СИКОН С1, СИКОН С10, ЦТ - 5000.

Маршрутизатор имеет сетевую архитектуру и поддерживает локальную промышленную сеть Profibus. Маршрутизатор осуществляет функции контроля за состоянием каналов связи как внешних, так и внутренних, а также хранит информацию о типе устройств, подключенных к каждому из каналов связи. В маршрутизаторе предусмотрена аппаратная защита информации от записи, изменения конфигурации и программная защита от записи и чтения. Условия эксплуотации: