Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (аиис куэ) ооо «бийскэнерго» с изменением № 1

Какие системы интеллектуального учёта бывают?

По способу (технологии) связи ИСУ могут использовать основные технологии:

(1) Передача данных по низковольтной несиловой сети(2) Передача данных по силовой сети(3) Передача данных по радиоканалу

• Большой радиус охвата – до 10-15 км по прямой в отсутствии преград;
• Возможность подключения многочисленных устройств (различных типов счетчиков, устройств умного дома) в радиусе приёма базовой станции;
• Стоимость базовой станции, её монтажа и обслуживания в расчёте на одну точку учёта в некоторых случаях может оказаться ниже, чем стоимость УСПД на точку.

• Отсутствие единых стандартов, новизна системы;
• Необходимость проектирования сети базовых станций, обеспечивающих гарантированное покрытие отдельного населённого пункта – необходим проект, расчёты и испытания на местности;
• Необходимость аренды места (договоров с собственниками, управляющими организациями) высоких зданий для размещения базовой станции, антенны, подвода питания – это усложняет логистику по сравнению с установкой УСПД, требующей небольшого пространства во вводном устройстве или отдельного запирающегося ящика на стене;
• Невысокая скорость передачи (однако, это ограничение некритично для систем учёта, где опрос счётчиков должен происходить либо раз в сутки для точек учёта свыше 150 кВт, либо раз в неделю для всех остальных: населения и юрлиц менее 150 кВт, составляющих до 80-90% всех точек);
• При прохождении через стену, перекрытие сигнал ослабляется, возможно появление какой-то доли приборов с неустойчивой связью (потребуется выносить антенну прибора в более «ловимое» место);
• В маленьких населённых пунктах, коих тысячи в каждой области Европейской России (от одной до 10 точек учёта в каждом) это решение будет непомерно дорого в расчёте на точку учёта;
• Наконец, одним из законодательных ограничений является требование ПП 890: количество счётчиков с функцией ограничения, контролируемых такой станцией, не должно превышать 750. То есть, вместо того, чтобы распределить стоимость такой станции на тысячи или даже десятки тысяч устройств в зоне досягаемости, мы должны прописать в неё не более 750 счётчиков прямого включения).
  Зачем такое ограничение?
  Это ограничение введено для минимизации риска того, что нарушитель, завладев доступом к такому устройству, одновременно сможет обесточить большое количество потребителей…

(4) Приборы учёта со встроенным GPRS-модемом

По принадлежности (собственности)

• Сетевым компаниям – это все точки учёта, кроме тех, что участвуют в оптовом рынке, а также кроме многоквартирных домов. В регионе может быть несколько сетевых организаций: одна крупная, входящая в ПАО «Россети», и несколько небольших, принадлежащих разным собственникам и муниципалитетам. Они должны наладить безвозмездный обмен данными в той части, которая касается приборов учёта на границе их сетей и потребителей, которые присоединены к сетям нескольких собственников;
• Гарантирующим поставщикам (это энергосбытовая компания, которая продаёт энергию и выставляет счета потребителям своего региона). Это системы, охватывающие учёт на вводах в многоквартирные дома и счётчики внутри дома, в том числе предпринимателей на первых этажах, в подвалах, нежилых помещениях, если они присоединены к внутридомовой сети. Если такое помещение питается отдельным вводом, то его счётчик относится к ИСУ, принадлежащей сетевой компании – так определил законодатель. При этом гарантирующие поставщики и сетевые организации безвозмездно обмениваются данными своих ИСУ – для того, чтобы потребитель не искал, у кого же в личном кабинете или мобильном приложении данные его приборов;
• Застройщикам – те интеллектуальные приборы учёта, которые будут установлены застройщиками в домах, остаются в их собственности, законодатель говорит лишь о передаче их в эксплуатацию гарантирующим поставщикам.
• Существуют также системы АИСКУЭ, не являющиеся интеллектуальными (то есть не подходящие под минимальные требования ПП 890), которые принадлежат разным собственникам – управляющим организациям в многоквартирных домах и в офисных зданиях, дачным и садоводческим объединениям, промышленным предприятиям, участникам оптового рынка электроэнергии.

требования к безопасности единая кодировка всех точек учёта

Как происходит построение АСКУЭ

У нас отлаженная схема подключения и пусконаладки АСКУЭ, которая включает следующие этапы:

• Обследование и анализ объекта.
• Проектирование АСКУЭ.
• Согласование проекта с заказчиком.
• Установка счетчиков АСКУЭ и других элементов системы.
• Настройка программного обеспечения.
• Сдача системы в эксплуатацию.
• Техническое обслуживание системы.

Если у вас остались вопросы по построению и внедрению АСКУЭ, задавайте их в форме на сайте или звоните нам по телефону. Мы поможем оценить объем затрат и итоговый эффект от использования системы, чтобы ваши вложения окупились и АСКУЭ начала приносить выгоду в виде снижения стоимости электричества.

Обслуживание оборудования

Обслуживание АИИС КУЭ осуществляется на основании внутренних нормативно-правовых актов и инструкций. Действия должны реализовываться периодически, при этом необходимо выявлять:

1. Тестирование данных, периодический контроль точности снятия показаний учета. Специалист обязан провести серию тестов, которые позволяют определить правильность выполнения назначенных функций.
2. Устранение дефектов при обнаружении их физически или на удаленном расстоянии. В большинстве случаев современные системы выводят ошибки самостоятельно.
3. Регулярные профилактические мероприятия, которые должны выполнять не менее 1 раза в год. Это касается и приборов учета, которые подключены к системе, а также трансформаторов тока.

В современных реалиях осуществлять подобный контроль и обслуживание не всегда получается. Это связывается с большим объемом потребителей в сети.

Назначение

Основным назначением АИИС КУЭ является оперативное снятие информации относительно потребляемой электрической энергии. Представленная система обеспечивает прямой доступ к коммерческому учету, что предполагает получение критической информации. Использование последней позволяет:

1. Рассчитывать нормативы потерь, формировать балансы и дисбалансы, что является неотъемлемой частью тарифной системы.
2. Снимать основные показатели, за которые осуществляется оплата. В частности, потребленная электроэнергия кВт*ч, а также потребляемая мощность. Последнее актуально для двухставочных, крупных заводов.
3. Контролировать работоспособность распределительной сети, выявлять узкие места. В некоторых случаях бороться с коммерческими потерями.

Выполнение назначения зависит от правильности организации системы, своевременности обслуживания и заинтересованности персонала в эффективной работе.

Что же такое АСКУЭ и АИИС КУЭ?

Автоматизированные Системы Контроля и Учета Электроэнергии (АСКУЭ) или Автоматизированные Информационно-Измерительные Системы Контроля и Учета Электроэнергии (АИИС КУЭ) — это системы, предназначенные для дистанционного снятия показаний с первичных средств измерения – счетчиков электрической энергии. Отличие АИИС КУЭ и АСКУЭ состоит в том, что АИИС КУЭ – это автоматизированная измерительная система является средством измерения и должна быть занесена в Госреестр как средство измерения. АСКУЭ – это автоматизированная система дистанционного считывания показаний с измерительных устройств – счетчиков электроэнергии, и используется как технологическая система для контроля за потреблением, и заносить ее в Госреестр как средство измерения не обязательно. АИИС КУЭ также используется для коммерческих расчетов между поставщиком электроэнергии и потребителем, что накладывает на нее дополнительные требования – согласованные формы отчетов, также ряд других требований, которые в АСКУЭ не обязательны.

По составу АСКУЭ и АИИС КУЭ, как правило, идентичны за исключением дополнительных требований к ПО «верхнего уровня».

Системы состоят из трех основных элементов:

• первичные средства измерения,
• среда передачи данных,
• программное обеспечение для обработки, хранения и отображения данных, также формирование различных отчетов.

К первичным средствам измерения относятся:

• счетчики электрической энергии,
• трансформаторы тока и напряжения,
• контроллеры или устройства, осуществляющие синхронизацию всех устройств по времени, а также источники единого времени.

К среде передачи данных относятся:

• различные преобразователи интерфейсов,
• различные модемы,
• сама среда передачи – витая пара, телефонные линии, радиоканалы, силовые линии (PLC).

Технология передачи данных по силовым сетям PLC I, разработанная специалистами Инкотекс предназначена в основном для сбора данных показаний со счетчиков электрической энергии бытового сектора, т.е. автоматизированный сбор данных о потребленной электроэнергии от бытового потребителя. Такое функциональное ограничение обусловлено тем, что система должна иметь минимальную стоимость и простоту наладки и эксплуатации. В результате этого система относительно дешевая как по используемому оборудованию, так и в эксплуатации, поэтому имеет быструю окупаемость.

Технология передачи данных по силовым сетям PLC II, разработанная специалистами Инкотекс предназначена как для бытового сектора, так и для маломоторного сектора промышленности. Система более дорогая, но имеет большую функциональную нагрузку. Система сбора данных по силовой линии PLC II позволяет не только собирать данные о потребленной электроэнергии, но и получать практически все данные, которые имеются в многофункциональном счетчике.

Программное обеспечение «верхнего уровня» также состоит из нескольких основных блоков:

• база данных, где происходит накопление полученных результатов,
• блок обработки данных, где происходит формирование запросов, обработка полученных данных и передача их в базу данных,
• пользовательский интерфейс с блоком отображения полученных данных,
• генератор отчетов или блок формирования отчетных форм.

Целесообразность внедрения автоматизированной системы (АС) заключается в ее окупаемости, но иногда окупаемость не всегда является целью, важнее получать оперативную и достоверную информацию об электропотреблении или качестве питающей сети. В любом случае внедрения АС определяет сам потребитель и сам определяет, какую цель преследует внедрение АС.

Одной из целей использования автоматизированных системы дистанционного сбора данных является – исключить работу «счетчиков» — сотрудников энергослужб, которые списывают показания со средств измерения — счетчиков электроэнергии.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ ООО «Харти» используется ПО «АльфаЦЕНТР» и «Энфорс АСКУЭ». ПО «АльфаЦЕНТР», ПО «Энфорс АСКУЭ» выполняют функции сбора данных, обработки, хранения и передачи данных. ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «АльфаЦЕНТР», ПО «Энфорс АСКУЭ». Программы, входящие в состав ПО «АльфаЦЕНТР» и «Энфорс АСКУЭ», указаны в таблице 1.

Таблица 1 — Метрологические значимые модули ПО

Комплексы измерительно-вычислительные для учёта электрической энергии «АльфаЦЕНТР» внесены в Государственный реестр средств измерений под регистрационным номером № 44595-10.

ПО «Энфорс АСКУЭ» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПП-022-1224 от 02 сентября 2013 года, выданное АНО «МИЦ».

Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчиков и измерительных трансформаторов.

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений — «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Основные элементы АСКУЭ

Как видите, автоматизированная система учета включает в себя ряд элементов (подразделений), которые выполняют определенные задачи. Подобную структуру принято разделять на три уровня. Расскажем детально о назначении каждого из них.

Элементы первого уровня

К таковым относятся электронные приборы учета, у которых имеется специальный модуль, позволяющий отправлять сигналы в центр сбора. В России практикуется использование интерфейса RS-485, это стандарт асинхронной передачи данных, применяемый в системах автоматизации. Его упрощенная организация представлена ниже.

Организация интерфейса RS-485

Основной недостаток подобного устройства – ограничение количества приемо-передатчиков, их не может быть более 32. Выходом из этого может быть каскадирование системы, а именно установка сумматоров, «аккумулирующих» данные от различных источников. Изображение такого прибора показано на рисунке 7.

Рисунок 7. Устройство сбора и передачи данных (УСПД)

Обратим внимание, что разработка АС на базе интерфейса RS-485 велась в то время, когда использование GSM было экономически не обосновано. На текущий момент ситуация радикально изменилась

Связующее звено (элементы второго уровня)

Данный уровень используется для организации транспортировки данных к центру обработки. На текущий момент большинством приборов учета используется интерфейс RS-485, несмотря на то, что данный способ является явно устаревшим. Сложившаяся ситуация вызвана инертностью структур, отвечающих за стандартизацию, что несколько притормаживает внедрение новой технической базы.

Центр обработки (завершающее звено)

Данный элемент представляет собой АПК, в который поступают и обрабатываются информационные сигналы. Его характеристики напрямую зависят от объема поступающих данных и наличия дополнительных функций системы. Исходя из этих технических условий, для комплекса АС подбираются компьютерные мощности и программное обеспечение.

Цель создания системы АСКУЭ и АИИС КУЭ

Внедрение системы АСКЭУ позволит любому потребителю:

• Измерять объемы потребленной электроэнергии без «ручного» съема показаний. Проще говоря, после внедрения АСКЭУ не нужно будет каждый месяц 30 числа приходить и записывать показания счетчика. Система сделает это автоматически.
• Контролировать почасовый, посуточный,  понедельный расход электрической энергии;
• Осуществлять автоматический сбор, обработку и хранение данных об объемах потребленной электроэнергии;
• Рассчитывать балансы электроэнергии и контролировать «утечки» электроэнергии;
• Анализировать потребление электроэнергии;
• Получать мгновенную информацию обо всех неисправностях учета.

Все вышеописанное здесь позволяет потребителю значительно снизить свои затраты на электрическую энергию.

Как и за счет чего это происходит? Давайте разбираться.

Преимущества

• Самостоятельный выбор Пользователем числа точек опроса
• Возможность использования различных устройств учета
• Выполнение экономических и статистических расчетов
• Создание отчетов любой сложности и экспорт отчетов в любой из распространенных форматов (*.pdf, *.xls и т.д.)
• Легкая интеграция в другие системы
• Простота и настройка согласно требованиям Пользователя
• Работа с реляционными базами данных (ORACLE, МуSQL, MS SQL и другими)
• Возможность построения распределенных систем учета с использованием GSM/GPRS-каналов

Кроме того, благодаря наличию сертификатов, соблюдению регламентов, АИИС КУЭ служит единой информационной средой для расчетов между поставщиками и потребителями электрической энергии, обеспечивает объективность расчетов. АИИС КУЭ позволяет платить за потребленную электроэнергию, зафиксированную электросчетчиками в режиме реального времени.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

Измерительные каналы состоят из двух уровней АИИС КУЭ:

1-й    уровень — измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

2-й    уровень — информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя сервер баз данных (сервер БД), устройство синхронизации времени типа УССВ-2, автоматизированное рабочее место, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:

активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с. активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин.;

— средняя на интервале времени 30 мин. активная (реактивная) электрическая мощность.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков ИИК № 1-2 по проводным линиям связи поступает на соответствующий модем и далее по каналам связи стандарта GSM — на сервер БД.

На сервер АИИС КУЭ ООО «ТЛЗ» один раз в сутки по сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 передается информация из системы автоматизированной информационно -измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Т-10 (заводской номер АУВП.411711.ФСК.062.19, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 69220-17) по ИИК № 3.

На верхнем уровне системы (ИВК) осуществляется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, её формирование и хранение в базе данных АИИС КУЭ, оформление отчетных документов.

Передача информации в ПАК АО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, в филиал АО «СО ЕЭС» Ростовское РДУ и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя УССВ, часы сервера и счетчиков. СОЕВ функционирует на всех уровнях АИИС КУЭ. Для синхронизации единого времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации времени типа УССВ-2, которое обеспечивает автоматическую непрерывную синхронизацию часов сервера от источника точного времени, который синхронизирован с национальной шкалой координированного времени UTC (SU).

. Часы сервера синхронизированы с УССВ, сличение 1 раз в 30 минут. Корректировка осуществляется при расхождении показаний часов сервера и УССВ на величину ±1 с. Сличение времени часов счетчиков с временем часов сервера осуществляется во время сеанса связи, но не реже чем раз в сутки, корректировка времени часов счетчиков выполняется при достижении расхождения со временем часов сервера ±2 с.

Журналы событий счетчика и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.

В чём преимущества АСКУЭ по сравнению с традиционным энергоучётом

Автоматизированная система коммерческого учёта электроэнергии позволяет обеспечить точность и прозрачность взаиморасчётов между поставщиками и потребителями, а также реализует:

• точное измерение параметров поставки и потребления энергоресурса;
• непрерывный автоматический сбор данных с приборов учёта с отправкой на сервер и визуализацией в личном кабинете;
• ведение контроля за энергопотреблением в заданных временных интервалах;
• постоянное накопление и долгосрочное хранение данных даже при выключенном электропитании приборов учёта;
• быструю диагностику данных с возможностью выгрузки информации за текущий и прошлый периоды;
• анализ структуры энергопотребления с возможностью её корректировки и оптимизации;
• оперативное выявление несанкционированных подключений к сети энергоснабжения или безучётного потребления;
• фиксацию даже незначительных отклонений всех контролируемых параметров;
• возможность прогнозирования значений величин энергоучета на кратко-, средне- и долгосрочный периоды;
• удалённое отключение потребителей от сети с возможностью обратного включения.

Как следствие из вышеназванных факторов, внедрение АСКУЭ способствует энергосбережению, благодаря чему система в среднем окупает себя в пределах одного года.

Пора уже внедрять дистанционный способ снятия показаний приборов учета и автоматизированную обработку данных. Для этого у ресурсоснабжающих организаций есть все возможности.

Александр Варфоломеев, заместитель председателя комитета Совета Федерации по социальной политике

Таким образом, Правительство России однозначно отвечают на вопрос, нужна ли АСКУЭ. Проблемы, которые оно оставляет поставщикам электроэнергии, промышленным потребителям, управляющим компаниям и ТСЖ, сводятся к выбору оптимального оборудования для её проектирования и внедрения.

С точки зрения возможностей оптимизации учёта и энергопотребления, которые даёт АСКУЭ, минусы у системы практически отсутствуют. Они, конечно, есть, и связаны с конкретным её воплощением. Так, основными недостатками монтажа системы проводных АСКУЭ являются высокая стоимость и риск обрыва сети. Среди минусов беспроводных решений на базе GSM-протоколов следует выделить необходимость инсталляции сим-карты в каждый прибор учёта, высокую стоимость модемов, нестабильность сигнала при размещении счётчиков внутри железобетонных зданий или металлических шкафов.

Эти проблемы снимают решения для «умных домов» на базе ZigBee, М-Bus и Z-Wawe, однако радиус их действия (до 50 м) требует подключения дополнительных ретрансляторов, что увеличивает стоимость установки АСКУЭ и, соответственно, срок её окупаемости.

Как показывает анализ и сравнение современных технологий автоматизации энергоучёта, самым экономичным решением для внедрения АСКУЭ является технология LPWAN. Автоматизированная система, выстроенная по этой технологии не нуждается в дополнительном оборудовании: каждый прибор учёта одновременно является устройством сбора и передачи данных (средний уровень структуры АСКУЭ). При этом, его стоимость не намного превышает розничную цену обычного умного счётчика с аналогичными характеристиками.

Система «СТРИЖ» использует технологию LPWAN с радиусом действия 10 км, без концентраторов и ретрансляторов.

Система автоматизации учета электроэнергии для МКД, РСО и СНТ

В продолжение статьи:

Похожие записи:

Активное, емкостное и индуктивное сопротивление. закон ома для цепей переменного тока Ретро проводка в современном доме Где используется фидерный кабель Маркировка smd компонентов: кодовые обозначения Как сделать веб-приложение для вашего собственного bluetooth low energy девайса? Как подключить усилитель в машине