Понятие АСКУЭ

Качественно и профессионально выполненные электромонтажные работы являются залогом слаженной и безаварийной работы всех систем (компьютерные сети, противопожарные системы, видеонаблюдение, охранные системы контроля) и электрического оборудования, обеспечивающие комфортные и безопасные условия жизни и работы. ООО «Спецэлектроналадка» выполняет электромонтажные работы, электромонтаж внутреннего и наружного освещения на строительном рынке Беларуси. Компания выполняет электромонтажные работы, как на объектах индивидуального назначения, так и объектах промышленного, общественного, нежилого строительства, помещениях любого типа:

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; Все уровни АСКУЭ связаны между собой каналами связи. Для связи уровней ПИП и УСПД или центров сбора данных, как правило, используется прямое соединение по стандартным интерфейсам (типа RS-485, ИРПС и т.п.). УСПД с центрами сбора данных 3-го уровня, центры сбора данных 3-го и 4-го уровней могут быть соединены по выделенными, коммутируемыми каналам связи или по локальной сети.

Цели задачи и функции Национальной системы сбора коммерческой информации учёта электроэнергии

ЦЕЛИ СОЗДАНИЯ АСКУЭ

приведение коммерческого учета электроэнергии потребителя в соответствие требованиям "Правил пользования электрической энергией";
приведение учета электроэнергии потребителя в соответствие с постановлениями СМ РБ;
применение современных цифровых технологий измерений, сбора и обработки данных АСКУЭ повышает точность коммерческого учета активной и реактивной электроэнергии;
обеспечение коммерческого учета электрической энергии (активной и реактивной) на грани балансовой принадлежности между потребителем и поставщиком электрической энергии;
выполнение требований нормативных документов, решений Совета Министров РБ относительно учета электроэнергии, в том числе и почасового учета на пределах балансовой принадлежности;
снижение величины коммерческих и технических потерь за счет повышения точности, достоверности измерений и оперативности поступления измерительной информации от первичных приборов учета, а также уменьшения ручного труда и исключения субъективных факторов, связанных со считыванием показаний приборов учета;
обеспечение максимальной достоверности полученной информации путем расчетов баланса;
синхронность измерений коммерческого учета электрической энергии; выявление режимов неэффективной работы оборудования;
автоматизации контроля договорных уровней энергопотребления и финансовых расчетов;
защита информации от несанкционированного доступа на всех уровнях ее сбора и обработки;
обеспечение регламентированного доступа к ПБД счетчиков;
повышение скорости обработки и обмена информации, оперативности управления режимами энергопотребления;
обеспечение анализа энергопотребления и нагрузки на основе графиков; использование в системе АСКУЭ технических, программных и организационных решений повышает надежность системы коммерческого учета;
оперативного выявления и исключения мест потерь электроэнергии;
автоматизация подготовки отчетов, аналитических материалов.

ЗАДАЧИ АСКУЭ

измерение, сбор, обработка, накопление, отображение, документирование и распределение достоверной, защищенной и узаконенной информации о произведенной, переданной, распределенной и отпущенной электрической энергии и мощности;
контроль основных показателей качества электроэнергии;
ведение архивов измеренных величин энергии, мощности и показателей качества электрической э нергии заданной дискретности и на заданную ретроспективу;
обработка данных и формирование отчетов;
решение комплекса задач, связанных с оперативным управлением режимным взаимодействием, текущим и среднесрочным прогнозом нагрузок;
предоставление информации энергоучета заинтересованным пользователям;
контроль и диагностика технического состояния подсистем учета.

Основные принципы технических решений при создании АСКУЭ

модульность;
максимальная унификация;
возможность наращивания по точкам и структурам учета;
использование серийных интерфейсов и открытых протоколов;
использование серийно выпускаемых отечественных и зарубежных технических средств;
использование цифровых методов обработки.

ФУНКЦИИ АСКУЭ

Автоматический сбор и передача информации от приборов коммерческого (основных/дублирующих) и технического учета.
Автоматизированный расчет потерь в трансформаторах и линиях.
Автоматическое определение величин объемов поступления, отпуска и передачи электроэнергии по каждой точке (группе) учета, с необходимым периодом интеграции.
Непрерывное накопление и хранение информации в базе данных. Определение и контроль величины баланса электроэнергии и мощности. Верификация данных и признаки достоверности.
Формирование (автоматически и по запросу) экранных отчетных форм. Диагностика состояния технических средств и каналов связи системы. Возможность ручного ввода.
Ведение единого системного времени и возможность его корректировки. Автоматический переход на резервные каналы связи при выходе из строя основных каналов.
Организация информационного обмена между системами АСКУЭ.
Учет потребления электроэнергии по зонам суток.
Анализ и планирование энергопотребления.

Требования к измерительным трансформаторам тока и напряжения

На межгосударственных линиях электропередачи в качестве первичных измерительных преобразователей при измерениях электроэнергии и средней мощности должны применяться трехфазные ТТ и ТН. Для измерений электроэнергии и мощности с целью коммерческого учета должны применяться отдельные ТТ и ТН, электрически не связанные с какими-либо техническими средствами (например, устройствами РЗА, датчиками и приборами телеизмерений параметров сети и т.п.), кроме датчиков и счетчиков, применяемых для целей учета электроэнергии. ТТ должны иметь классы точности: - не ниже 0,2S при подключении к счетчикам класса точности 0,2S (при первичном токе не менее 5 % от номинального ТТ могут иметь класс точности не ниже 0,2); - не ниже 0,5S при подключении к счетчикам класса точности 0,5S (при первичном токе не менее 5 % от номинального ТТ могут иметь класс точности не ниже 0,5); ТН должны иметь классы точности: - не ниже 0,5 при подключении к счетчикам классов точности 0,2S и 0,5S. Необходимо применять ТН класса точности не ниже 0,2 при подключении к счетчикам классов точности 0,2S. Необходимо в эксплуатационной документации на ТТ и ТН иметь указания о зависимости погрешностей от влияющих факторов: 1) первичного тока (напряжения); 2) сопротивления (мощности) вторичной нагрузки; 3) частоты; 4) температуры. Коэффициент трансформации ТТ должен обеспечивать работу ТТ в диапазоне первичного тока (20 - 120) % от номинального. Допускается работа ТТ в диапазонах первичного тока: (1 - 120) % от номинального для ТТ классов точности 0,2S и 0,5S; (5 - 120) % от номинального для ТТ классов точности 0,2 и 0,5. Мощность вторичной нагрузки ТН должна выбираться оптимальной для обеспечения минимальной погрешности ТН (не более 1/3 от номинальной погрешности напряжения ТН соответствующего класса точности). Выбор оптимальной мощности вторичной нагрузки должен осуществляться с учетом зависимости погрешности ТН от влияющего фактораю. Падение напряжения в линии соединения ТН со счетчиком, выраженное в процентах от номинального напряжения на вторичной обмотке ТН, не должно превышать: - 0,25 % при измерениях с ТН класса точности 0,2; - 0,5 % при измерениях с ТН класса точности 0,5; Необходимо обеспечить симметричную нагрузку ТТ и ТН. Должен быть обеспечен свободный доступ к ТТ и ТН операторам с измерительным оборудованием для выполнения ими измерений коэффициентов трансформации ТТ и ТН на местах эксплуатации трансформаторов. Остальные технические требования к ТТ и ТН, применяемым в АСКУЭ, должны соответствовать стандартным требованиям к ТТ и ТН, приведенным, например, в ГОСТ 1983-89 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия» и ГОСТ 7746-89 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

Требования к счетчикам электроэнергии

Типы применяемых электросчетчиков должны быть внесены в Госреестр средств измерений Республики Беларусь и иметь действующие свидетельства о поверке. На межгосударственных линиях электропередачи должны применяться электронные многофункциональные (далее - микропроцессорные) трехфазные счетчики активной и реактивной электроэнергии трансформаторного включения с возможностью измерений электроэнергии в прямом и обратном направлении (далее - счетчики). Микропроцессорные счетчики должны иметь классы точности 0,2S или 0,5S (ГОСТ 30206-94) и иметь четырехпроводную схему включения с ТТ в каждой фазе. Микропроцессорные счетчики должны обеспечивать выполнение нижеследующих функций: 1) измерение активной и реактивной электроэнергии и мощности в двух направлениях; 2) отображение измеряемых величин и служебных параметров с помощью многофункционального дисплея с числом десятичных разрядов показаний электроэнергии на дисплее не менее 8; 3) вычисление и запоминание графика средней мощности одновременно по всем каналам измерений счетчика с глубиной хранения при 30-минутном интервале усреднения мощности не менее 45 сут. для каждого канала.Интервал усреднения графика мощности должен задаваться при программировании счетчика с возможностью его выбора из ряда 3, 15, 30, 60 мин; 4) выполнение самодиагностики в штатном режиме работы; 5) ведение журнала статуса и событий; 6) ведение пофазной регистрации времени отсутствия напряжения; 7) контроля параметров качества электрической энергии; 8) учет потерь электрической энергии. Микропроцессорные счетчики должны иметь встроенные часы с погрешностью хода не более ± 1 с/сут. При отключенном питании должен обеспечиваться непрерывный ход часов в течении не менее трех лет. Счетчики должны позволять коррекцию времени от внешних устройств (например, от УСПД) по цифровому интерфейсу. Для дистанционной передачи результатов измерений электроэнергии и мощности микропроцессорные счетчики должны иметь один из цифровых интерфейсов RS-485, RS-232, Ethernet, ИРПС (цифровой протокол связи МЭК 1107) и числоимпульсный интерфейс (DIN 43864) – для поверки счетчиков. Скорость передачи данных по цифровым интерфейсам должна составлять от 300 Бод. Для настройки и параметризации счетчики должны иметь оптический порт (МЭК 1107). Длительность сохранения информации в счетчиках при отключенном питании должна быть не менее 1 года. Счетчики должны иметь защиту от несанкционированного доступа с помощью пломбирования, пароля с числом уровней не менее трех и программно-аппаратной блокировки. Счетчики должны иметь следующие электрические параметры соответствующие требованиям ГОСТ 30206-94. Счетчики должны иметь возможность подключения к дополнительному (не по измерительным цепям) источнику питания. Счетчики должны иметь следующие показатели надежности: - среднее время наработки на отказ не менее 50 000 ч.; - срок службы не менее 30 лет. Гарантийный срок эксплуатации счетчиков должен составлять не менее 3 лет.

Требования к устройствам сбора и передачи данных (УСПД)

Требования к устройствам сбора и передачи данных (УСПД) УСПД должны устанавливаться на электростанциях и подстанциях с межгосударственными и межсистемными перетоками. УСПД должно иметь защиту от несанкционированного доступа, как к аппаратной части УСПД (разъемам, функциональным модулям и т.д.), так и к программно-информационному обеспечению. УСПД должно строится по модульному принципу, обеспечивающему возможность оптимальной конфигурации устройства в конкретных проектных решениях АСКУЭ. УСПД должно обеспечивать в автоматическом режиме: 1 Сбор информации от электросчетчиков на базе специализированных микропроцессоров по цифровому интерфейсу (тип RS-485, RS-232, ИПРС, Ethernet) и поддерживать протоколы различных типов счетчиков установленных на объектах. 2 Передачу данных по запросу на верхний уровень или непосредственно в центр сбора и обработки данных. Допускается каскадирование УСПД, но не более 2-х уровней. 3 Корректировку времени и даты электросчетчиков на базе микропроцессоров с цифровым интерфейсом. 4 Синхронизацию времени УСПД с единым астрономическим временем, обеспечиваемым верхним уровнем системы. 5 Самодиагностику. Параметрирование УСПД: 1 При первоначальной установке (настройке), а также в процессе эксплуатации (при замене электросчетчиков, изменении схемы учета и т.п.), параметрирование должно быть возможно только при снятии механической пломбы и вводе паролей, при этом в памяти УСПД («Журнале событий») автоматически должна производиться определенная запись с указанием даты и времени. 2 Параметрирование УСПД под конкретную схему учета электроэнергии энергообъекта должно обеспечивать: - задание простейшего алгоритма вычисления баланса электроэнергии, как по шинам п/с, так и по энергообъекту в целом. - установку интервала опроса электросчетчиков с цифровым выходом; - установку текущих значений времени и даты. УСПД должно обеспечивать: 1 Объединение в сеть с другими УСПД по интерфейсу типа RS-485, Ethernet. 2 Выход в локальную вычислительную сеть (типа Ethernet). 3 Передачу данных по коммуникационным каналам в центр сбора и обработки информации (по основному и резервному). 4 Возможность параметрирования с РС компьютера (через оптопорт) или через встроенную клавиатуру и табло. УСПД должно обеспечивать выработку текущего времени с погрешностью не более 1 секунды в сутки. Как при наличии внешнего питания, так и при полном обесточивании устройства (не менее 6-и месяцев). Напряжение питания от сети переменного тока 100, 220 В ± 20%. Электропотребление УСПД, с полным набором электронных модулей, не должен превышать 100 Вт. Возможность подключения резервного источника постоянного тока 100, 220 В. Охлаждение УСПД должно осуществляться за счет естественной конвекции. Рабочий диапазон температур – 35° С до + 55° С (для отапливаемых помещений допускается от 0? С до + 60? С) . Конструкция УСПД должна обеспечивать его размещение. Как на стандартных панелях, так и в шкафах навесного настенного монтажа. Наработка на отказ не менее 35000 часов. Время восстановления работоспособности на месте установки (заменой модулей) не более 1-го часа. Срок службы не менее 24-х лет.

Требования к каналам связи и ПО

Требования к каналам связи К каналообразующей аппаратуре и модемам специальные требования не предъявляются. Для обеспечения надежной передачи информации от объектов АСКУЭ в Центры сбора и обработки информации, рекомендуется использовать не менее двух различного вида каналов связи. Некоторые требования к программному обеспечению Центр должен оборудоваться коммуникационным сервером, сервером базы данных, WEB – сервером промышленного исполнения, рассчитанные на непрерывный режим работы и рабочими станциями (АРМ пользователей). Пользовательские программы, обеспечивающие связь со счетчиками в режиме реального времени, коррекцию и параметрирование счетчиков, просмотр данных, конфигурацию системы, анализ и т.д., должны использовать WEB технологии. Система должна следить за заменой счетчиков в точках учета, которые принадлежат Центру, либо другим участникам рынка. В системе должна быть предусмотрена возможность указать для каждого зарегистрированного счетчика будет ли он использоваться в процессе автоматического сбора данных или нет (заблокировать сбор данных). Система должна обеспечить корректность данных и параметров, считываемых из счетчиков и помещаемых в базу, а также непрерывность и полноту данных в базе. Должны быть предложены и применены алгоритмы, обеспечивающие непрерывность и корректность данных, которые будут внедрены в системе. Должна быть обеспечена возможность просмотра полноты данных в базе по выбранным счетчикам (точкам учета), интервалам времени, типам данных и т.д. Должна быть реализована возможность установки для каждой точки учета значение времени запаздывания данных/параметров, после превышения которого будет генерироваться аварийное сообщение. Если за указанное время не удается считать данные или невозможно их сохранить в базе данных, фиксируется соответствующая ошибка и данные должны быть повторно запрошены через указанный интервал времени. Если считать данные не удается (например, из-за сбоев связи), должна быть предусмотрена возможность считывания данных альтернативными каналами связи. Также должна быть предусмотрена возможность запроса данных вручную. Система должна генерировать суточные и месячные сводные отчеты об ошибках считывания данных/параметров от счетчиков. Система должна использовать единые классификаторы (счетчиков, объектов и т.д.), которые находятся в базе данных. Система должна реализовывать гибкие возможности генерации сообщений о всех событиях, искажающих функционирование системы (сбой связи, программ сбора данных, работы с базой данных, операционной системы и т.п.). Об этих событиях должен быть информирован администратор, и они должны быть сохранены в базе данных для статистики. Должна быть возможность просмотра разными срезами (время, тип) зарегистрированных и сохраняемых в базе данных событий, которые связанны с работой системы. Должна быть возможность сортировки этих событий по признакам. Система должна обеспечить автоматическое и корректное заполнение данных после разных сбоев в системе (сервера, программ, счетчиков, аппаратуры передачи данных и т.д.). Система должна, через заданные пользователем интервалы времени, автоматически проверять дату и время счетчиков, и при необходимости осуществлять их коррекцию (должна быть возможность выключить функцию коррекции времени). Должна быть возможность выполнить коррекцию времени счетчика вручную. В системе должно быть внедрено несколько алгоритмов, обеспечивающих достоверность и сохранность передаваемых / получаемых данных. В системе должна быть внедрена гибкая система классификаторов, позволяющая свободно выбирать приоритеты считываемых точек учета, счетчиков, данных. Должна быть возможность счетчикам / точкам учета присвоить условное название по месту установки учета и т.д. В системе должна быть внедрена регистрация прав пользователя, идентификация и детальный аудит всех действий в системе (в том числе и параметрирования счетчиков). В зависимости от уровня прав полномочия, пользователь должен видеть различное количество информации (пунктов меню, число счетчиков, возможности параметрирования и т.д.). Для администрирования модуля сбора данных и для пользовательского интерфейса должны использоваться WEB технологии. ПО должно быть русифицировано.