Автоматизация систем управления энергоснабжением

3. Информационная связь между основным оборудованием ПС, комплексом технических средств АСУ ТП и персоналом

Комплекс технических средств(КТС) АСУ ТП ПС обрабатывает следующие информационные сигналы:

аналоговые сигналы в видетоков и напряжений переменного тока промышленной частоты от измерительныхтрансформаторов тока (ТТ) и напряжения (ТН) и в виде унифицированных сигналов,принятых в государственной системе приборов (ГСП), от измерительныхпреобразователей режимных параметров, а в отдельных случаях и от специальныхтехнологических датчиков (например, вибрационных и температуры) снеунифицированным выходом;

числоимпульсные сигналы отсчетчиков активной и реактивной электрической энергии;

дискретные сигналы отконтактных и бесконтактных датчиков-реле положения выключателей, пусковых иисполнительных органов электромеханических и электронных устройств релейнойзащиты и автоматики и т.п.;

сигналы управления и запросыот более высокого уровня оперативного управления энергосистемы, поступающие поканалам связи;

телеизмерения ителесигнализация от объектов прилегавшей к подстанции сети.

Комплекс технических средствАСУ ТП ПС выдает следующие информационные и управляющие сигналы:

аналоговые сигналы сунифицированным выходом для задания установок различным подстанционнымустройствам;

дискретные управляющиесигналы для воздействия на приводы основного коммутационного оборудования,устройства РПН трансформаторов и т.п.;

управляющие сигналы изапросы к аппаратуре управления нижнего уровня, расположенной в прилегающей кподстанции сети;

информационные сигналы осостоянии объекта и аппаратуры управления для архивирования и отображения;

информационные сигналы,передаваемые на верхний уровень оперативного управления по каналам телемеханикии передачи данных.

Технические и программныесредства АСУ ТП ПС должны обеспечить для оперативного и ремонтного персоналаудобный человеко-машинный интерфейс (с использованием функциональной клавиатурыи устройств отображения современной вычислительной техники).

Нормы продолжительности проектирования

2.1. Нормы продолжительности проектирования автоматизированных систем диспетчерского контроля и управления (АСУД) для строительства в г.Москве

2.1.1. Нормы продолжительности проектирования магистральной распределительной сети (ДЭЗ-диспетчерская-дом) при застройке

Таблица № 1

2.1.2. Нормы продолжительности проектирования элементов АСУД в корпусах

Таблица № 2

2.2. Нормы продолжительности проектирования Интегральной автоматизированной системы управления энергосбережением (ИАСУЭ) в корпусах, для строительства в г.Москве

Таблица № 3

2.3. Нормы продолжительности проектирования систем кабельного телевидения (СКТВ, КСКПТ) для строительства в г.Москве

2.3.1. Нормы продолжительности проектирования магистральной сети СКТВ при застройке без головной станции

Таблица № 4

2.3.2. Нормы продолжительности проектирования магистральной сети СКТВ при застройке с головной станцией

Таблица № 5

2.3.3. Нормы продолжительности проектирования домовой распределительной сети СКТВ в корпусах

Таблица № 6

Автоматизированная система управления энергетическим хозяйством предприятия (асу-эхп)

Энергетическое  хозяйство любого предприятия представляет  собой многофункциональный комплекс, включающий в себя электрические и тепловые сети, сети водопровода и канализации, воздушные сети, топливные системы, генерирующие мощности, холодильные установки, комплекс приборов учёта, системы управления, контроля и регулирования.

ООО «ЭнергопромАвтоматизация» предлагает программно-технический комплекс для автоматизации управления энергетическим хозяйством предприятий (АСУ-ЭХП) на базе SCADA NPT Expert  и многофункциональных контроллеров серии NPT.

ПТК NPT  Expert строится как иерархическая, распределённая система, работающая в темпе протекания технологического процесса, оснащённая средствами управления, сбора, обработки, отображения, регистрации, хранения и передачи информации. Принимается стандартная трёхуровневая архитектура компоновки технических и программных средств.

К нижнему (полевому) уровню относятся все устройства, которые непосредственно связаны с объектом управления. Они обеспечивают сбор информации и выдачу команд управления. Эти устройства могут быть различных фирм-производителей.

Средний уровень образуют устройства концентрации, обработки и передачи информации от устройств нижнего уровня на верхний уровень и от верхнего уровня на нижний, на основе многофункциональных контроллеров серии NPT.

К верхнему уровню относятся средства передачи, централизованного хранения и представления информации, а также АРМ оперативного и инженерно – технического персонала на основе программного обеспечения SCADA NPT Expert с модулем webинтерфейса.

В АСУ-ЭХП могут быть интегрированы автоматизированные объекты энергохозяйства:

• Автоматизированные центральные тепловые пункты;

• Автоматизированные индивидуальные тепловые пукты;

• Автоматизированные водомерные узлы;

• Автоматизированные локальные энергоустановки;

• Автоматизированные технологические объекты и.т.п.

Задачи АСУ-ЭХП

Автоматизированная система управления энергохозяйством предприятия решает следующие задачи:

Функции АСУ-ЭХП

Для решения поставленных задач автоматизированная система управления энергохозяйством предприятия выполняет следующие функции:

• оперативное управление устройствами энергоснабжения;

• контроль нагрузок и лимитов;

• планирование и контроль проведения ремонтов и обслуживания оборудования;

• планирование и контроль материально-технического обеспечения;

• создание  форм отчётности по задаваемым параметрам;

• планирование и контроль кадрового обеспечения энергетической службы;

• планирование и контроль графика учёбы и проверки знаний персонала;

• диагностика и обслуживание средств автоматизации и измерительных приборов;

• сбор статистических данных и анализ нештатных, предаварийных и аварийных ситуаций;

• достоверный учёт и оптимизация трудовых и материальных затрат;

• хранение и актуализация баз данных:

  • договора с контрагентами;

  • схемы энергоснабжения;

  • схемы и характеристики оборудования;

  • отказы и аварии устройств энергоснабжения;

  • инструкции, законодательная и нормативная документация.

Автоматизированные системы учета электропотребления для бытовых потребителей асуэ бп.

В настоящий момент в различных регионах РФ имеется большое разнообразие отечественных разработок систем АСУЭ БП. Они отличаются концепцией, структурой и комплексом технических средств. Ориентироваться в этом разнообразии сложно, поскольку разработчики приборов и систем активно рекламируют свою продукцию.

Задача данной короткой справки — ознакомить с опытом внедрения таких систем в г. Москве и предложить возможные перспективные разработки АСУЭ БП, имеющие конечной целью — автоматизировать расчеты с абонентом. Необходимо отметить, что концепция построения систем, ее приборный состав определяются разработчиками систем исходя из возможностей элементной базы (микропроцессоров, памяти и т.п.). в последние годы наблюдается резкий рост развития элементной базы, которая характеризуется многократным увеличением функциональных возможностей и снижением цены.

Сегодня можно определить три поколения построения систем АСКУЭ нижнего уровня (объект): первая — АСКУЭ БП, где использовались двухтарифные счетчики с импульсным выходам по сетям информации «канал в канал» информация передавалась в центральный вычислитель (контроллер);

вторая — АСКУЭ БП, где использовались двухтарифные электронные счетчики с импульсным выходом, рядом с ними располагался локальный контроллер, который собирал информацию с нескольких счетчиков. По сигналам запроса с основного контроллера, выдавал информацию по сетям сбора (витая пара RS485 ИАСУЭ «ЭНЭЛЭКО» или внутридомовые сети электроснабжения 0,4 кВ «ЭМОС»);

третья — АСКУЭ БП на основе микропроцессорных счетчиков, которые обрабатывают, хранят информацию в течении нескольких расчетных периодов, имеют энергонезависимую память, встроенные часы, могут программироваться на несколько временных тарифных зон и несколько тарифов.

Микропроцессорные счетчики всего объекта (жилого дома) с выхода цифрового канала интерфейса (RS 485) или (CAN) параллельно соединяются «витой парой» в общедомовые информационные сети и собираются в шкаф АСУЭ БП, где осуществляется сбор, передача информации.

Решением Правительства г. Москва РП № 82 от 25.01.1995г. началось массовое внедрение АСКУЭ на новостройках г. Москвы. Монополистом установки АСКУЭ являлась фирма «ЭНЭЛЭКО».

Беспроводные асуэ

Однако на сегодняшний день высокую актуальность имеют беспроводные варианты системы контроля энергосбережения — они устанавливаются в тех случаях, когда вынесение приборов учета или кабеля до них в общую коридорную часть становится практически невозможным.

Кроме того, ООО «НПФ Глобус-Техно» предлагает реализацию проводной системы учета потребления энергоресурсов и воды для сданных в эксплуатацию домов. В квартирах возле ВК стояка (стояков) через все этажи по вертикали прокладывается труба с расположенными в ней кабельными трассами до каждого прибора учета.

В случае применения приборов учета с интерфейсным выходом (ModBus, RS-485) последние «прошиваются» общей шиной и подключаются к компьютеру АРМ Диспетчера через преобразователь интерфейса RS485/RS232 или RS485/USB/. В случае требования передачи данных в вышестоящие организации или уровни дополнительно устанавливается устройство сбора и передачи данных УСПД.

Основные технические характеристики

Контролируемые параметры. вода, тепло, электричество

Тип подключаемых датчиков. импульсные

Количество подключаемых датчиков. 320 на канал

Количество каналов. 8

Интерфейс модулей КС. RS-485

Основные технические характеристики

Количество импульсных каналов квартирного модуля. 2

Количество каналов этажного модуля. 16 (связь с 8-ю квартирными модулями)

Питание квартирного модуля. литиевая батарея (срок службы 6 лет)

Питание этажного модуля. 7..20 В

Интерфейс этажного модуля. RS485

Дальность связи в помещении.

50 м (зависит от типа здания)

Дальность связи на открытом пространстве. до 500 м

Глубина архива этажного модуля. 768 часов, 180 суток, 24 месяца

В случае применения приборов учета с интерфейсным выходом (ModBus, RS-485) последние «прошиваются» общей шиной и подключаются к компьютеру АРМ Диспетчера через преобразователь интерфейса RS485/RS232 или RS485/USB/ В случае требования передачи данных в вышестоящие организации или уровни дополнительно устанавливается устройство сбора и передачи данных УСПД.

Структурная схема системы учета потребления энергоресурсов для приборов учета с интерфейсным выходом
Состав базовой конфигурации АСУЭ

Пункт сбора и обработки ПСО-АСУЭ

Пункт ПСО-АСУЭ — рабочее место оператора, которое является центром сбора, обработки и хранения поступающей информации. Один комплект

Щит контроллеров счетных ЩКС

ЩКС предназначен для сбора информации от датчиков и её передачи на пункт сбора и обработки ПСО-АСУЭ. В состав ЩКС входят контроллеры счетные КС. Тип и количество определяется проектом

Щит блоков питания ЩБП

ЩБП предназначен для питания щитов ЩКС и в комплекте с источником бесперебойного питания обеспечивает их непрерывную работу. Один комплект

Счетчики учета энергоресурсов с выходом на АСУЭ

Счетчики учета холодной и горячей воды

Электросчетчики с импульсным выходом

Теплосчетчики с импульсным или цифровым выходом

Стоимость системы «под ключ» включает в себя стоимость оборудования, монтажные и пусконаладочные работы. Проектные работы оцениваются отдельно и при заказе от 1 000 000 рублей входят в стоимость системы.

Источник

Иасу с соподчиненной асу эс

Этот вариант интеграции АСУ ТП и АСУ ЭС в основном применяется для малых предприятий с небольшим числом распределительных подстанций.
Терминалы РЗА подключаются к устройству сбора и передачи данных (УСПД на базе RTU 560. УСПД является концентратором данных и обеспечивает возможность подключения терминалов РЗА локальных или удаленных энергообъектов в АСУ.
Устройство УСПД выполняет функции сбора, предварительной обработки и хранения данных. УСПД обеспечивает связь с терминалами по «родным» протоколам связи и выдает информацию в АСУ верхнего уровня по стандартизированным протоколам. Обмен информацией ограничивается телеуправлением (ТУ), телеизмерениями (ТИ), телесигнализацией (ТС).
В данном варианте используется УСПД на базе устройства RTU 560 для интеграции в систему управления МП терминалов РЗА и дополнительно позволяет подключить по месту или удаленно АРМ электрика для дистанционного управления оборудованием и защитами. Для обмена с АСУ верхнего уровня используются протоколы серии ModBUS (serial, TCP).
В варианте обеспечивает возможности горизонтального и вертикального расширения подсистемы электроснабжения с минимальными затратами.

ИАСУ со смежными АСУ ТП и АСУЭ

В АСУ ЭС может быть интегрирована подсистема АСКУЭ, выполненная на счетчиках электроэнергии. Подключение счетчиков электроэнергии выполняется с помощью УСПД. УСПД типа RTU 300 предназначен для обеспечения функционирования локальной подсистемы АСКУЭ на энергообъекте.
Данный вариант интеграции предпочтителен для средних и крупных предприятий с разветвленной системой электроснабжения и выделенными службами диспетчерского управления технологией и электроснабжением. Вариант предусматривает интеграцию подсистем АСУ (ТП и ЭС) с использованием широко распространенных стандартных механизмов обмена данными (ОРС, ODBC/SQL) между подсистемами на уровне ЛВС.

Категории электроустановок и обязательные требования по автоматизации

В отношении обеспечения надежности электроснабжения электроприемники разделяются на следующие три категории (ПУЭ 7):

Электроприемники первой категории – электроприемники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, угрозу для безопасности государства, значительный материальный ущерб, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства, объектов связи и телевидения.

Из состава электроприемников первой категории выделяется особая группа электроприемников, бесперебойная работа которых необходима для безаварийного останова производства с целью предотвращения угрозы жизни людей, взрывов и пожаров. Для них должно предусматриваться дополнительное питание от третьего независимого взаимно резервирующего источника питания.

Электроприемники второй категории – электроприемники, перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих, механизмов и промышленного транспорта, нарушению нормальной деятельности значительного количества городских и сельских жителей. В нормальных режимах работы они должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания.

Электроприемники третьей категории – все остальные электроприемники, не подпадающие под определения первой и второй категорий. Их электроснабжение может выполняться от одного источника питания при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта или замены поврежденного элемента системы электроснабжения, не превышают 1 суток.

Обязательным элементом системы электроснабжения для I категории приемников является щит автоматического ввода резерва (АВР). Щит АВР распределяет электроэнергию, а также переключает нагрузки на резервный ввод автоматического резерва, если в сети произошло отключение.

Он представляет собой металлический или пластиковый щит с размещенными в нём оборудованием. В зависимости от реализуемой схемы питания потребителей, в шкафу АВР размещаются контакторы или автоматические выключатели с мотор-приводами.

При пропадании одной или нескольких фаз, а также в случае других нарушениях происходит автоматическое отключение основного ввода и переключение на резервный. На передней панели щита АВР и на диспетчерском пульте отображается, от какого ввода осуществляется электроснабжение. Оборудование в щите АВР обычно имеет характерное симметричное расположение.

По схеме работы шкафы АВР бывают:

Ключевые особенности

Система АСКУЭ не может нормально функционировать без цифровых устройств учёта электроэнергии и мощности, коммуникаций, компьютеров, а также программного обеспечения. Сбор и передача информации происходит благодаря микропроцессорным устройствам, которые находятся в определённом секторе.

Система призвана фиксировать нагрузку в определённом временном промежутке и максимальную нагрузку, вся информация хранится в памяти АСКУЭ. Некоторые устройства способны измерять качественные параметры электроэнергии: провалы напряжения, частоту. Передача всей собранной информации может осуществляться только в том случае, если установлена связь.

Коммуникации представлены специализированными телефонными каналами, а также телекоммуникационной аппаратурой (мультиплексоры, модемы, радиомодемы). Финальные работы всегда зависят от компьютеров. Для автоматизации процесса специалистами были разработаны универсальные интерфейсы передачи собранной информации:

• PLS. Все данные передаются по проводам питания счётчика.
• Интерфейс RS-485. Система представлена в виде кабеля, поддерживающего подключение до тридцати приборов. Благодаря этому специалисты могут в несколько раз увеличить скорость передачи данных. Но такой вариант подходит исключительно для маленьких объектов.
• Мобильный интерфейс. Информация может передаваться только при помощи высококачественного модема.

Мрр-5.5-16. автоматизированные системы учета энергопотребления (асуэ) в жилищно-гражданском строительстве

Сборник 5.5 «Автоматизированные системы учета энергопотребления (АСУЭ) в жилищно-гражданском строительстве. МРР-5.5-16» (далее — Сборник) разработан специалистами ГАУ «НИАЦ» (С.В. Лахаев, А.М. Вайнерман) при участии специалистов ГУП «МНИИТЭП».

Сборник утвержден и введен в действие с 9 января 2022 г. приказом Комитета города Москвы по ценовой политике в строительстве и государственной экспертизе проектов от 29 декабря 2022 г. № МКЭ-ОД/16-75.

Сборник является составной частью Единой нормативной базы МРР.

Сборник разработан взамен МРР-3.2.68-13.

1. Общие положения

2. Методика определения стоимости проектирования АСУЭ

3. Базовые показатели стоимости проектных работ

Приложение 1. Термины и определения, используемые в Сборнике

Приложение 2. Примеры расчета стоимости проектирования АСУЭ

Настоящий Сборник 5.5 «Автоматизированные системы учета энергопотребления (АСУЭ) в жилищно-гражданском строительстве. МРР-5.5-16» (далее — Сборник) разработан в соответствии с государственным заданием.

Настоящий Сборник предназначен для применения государственными заказчиками, проектными и другими заинтересованными организациями при расчете начальных (максимальных) цен контрактов и определении стоимости проектных работ, осуществляемых с привлечением средств бюджета города Москвы.

При разработке Сборника были использованы следующие нормативно-методические документы:

— Градостроительный кодекс Российской Федерации;

— постановление Правительства Российской Федерации от 16 февраля 2008 г. № 87 «О составе разделов проектной документации и требованиях к их содержанию»;

— Сборник 4.1 «Объекты капитального строительства. МРР-4.1-16»;

— Сборник 1.1 «Общие указания по применению Московских региональных рекомендаций. МРР-1.1-16»;

— Сборник 9.1 «Методика расчета стоимости научных, нормативно-методических, проектных и других видов работ (услуг) на основании нормируемых трудозатрат. МРР-9.1-16»;

— Сборник 5.4 «Автоматизированные системы управления (АСУ). МРР-5.4-16».

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Настоящий Сборник является методической основой для определения стоимости проектирования при разработке автоматизированных систем учёта электропотребления (АСУЭЛ), водопотребления (АСУВ), теплопотребления (АСУТ), газопотребления (АСУГ), автоматизированной системы диспетчеризации (АСУД) и других аналогичных систем в жилищном и гражданском строительстве на территории города Москвы.

1.2. Настоящий Сборник включает в себя базовые цены на проектирование автоматизированных систем учёта, перечисленных в пункте 1.1.

1.3. В Сборнике приведены цены на разработку общесистемных решений (ОР) и технического обеспечения (ТО) АСУЭ. Разработка организационного, информационного, математического и программного обеспечения в данной работе не учтена.

1.4. При определении стоимости работ на основании настоящего Сборника также следует руководствоваться положениями Сборника 1.1 «Общие указания по применению Московских региональных рекомендаций. МРР-1.1-16».

1.5. Распределение стоимости основных проектных работ представлено в таблице 1.1.

Доля стоимости основных проектных работ (в %)

Проектная документация (П)

Рабочая документация (Р)

Проектная и рабочая документация (П Р)*

* Данная строка включена справочно для определения общей стоимости разработки проектной и рабочей документации (при необходимости)

1.6. Приведение базовой стоимости работ, определенной в соответствии с настоящим Сборником, к текущему уровню цен осуществляется путем применения коэффициента пересчета (инфляционного изменения), утверждаемого в установленном порядке.

1.7. В ценах Сборника учтена разработка технической документации АСУЭ, включающей в себя разработку схемных и конструктивных решений телеизмерений, технологического контроля, телесигнализации, автоматики и телемеханики. Кроме того, учтены и не требуют дополнительной оплаты работы, перечисленные в пунктах 3.3-3.5 МРР-1.1-16, а также:

— участие в составлении заданий на проектирование (исключая технологическое задание);

— участие совместно с заказчиком в проведении обязательных согласований проектной документации.

1.8. Базовыми ценами Сборника не учтены:

а) научно-исследовательские работы, проводимые при необходимости на проектных стадиях создания АСУЭ;

б) научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы по созданию новых средств и систем автоматизации;

в) проектно-конструкторские работы, связанные с разработкой оборудования АСУЭ индивидуального исполнения (в том числе щитов, пультов, нестандартизированного и нетипового оборудования, нетиповых устройств и конструкций), за исключением составления исходных требований на разработку этого оборудования;

г) проектно-конструкторские работы, выполняемые организациями- разработчиками в связи с созданием АСУЭ и связанные с модернизацией технологического объекта управления (ТОУ) и размещением на нем приборов и средств автоматизации;

д) разработка имитационного оборудования, наладочных стендов и полигонов для испытаний и отладки АСУЭ, а также тренажеров для обучения персонала АСУЭ;

е) разработка проектной документации строительной, сантехнической, электротехнической и других смежных частей проекта, а также корректировка этих частей проекта в связи с внедрением АСУЭ;

ж) работы, выполняемые на стадии ввода АСУЭ в действие (пусконаладочные работы, авторский надзор за строительством);

з) работы по обследованию существующих зданий с целью их последующего оснащения АСУЭ;

и) затраты на приобретение спецоборудования при разработке АСУЭ.

Работы по п.п. «а», «б», «г», «д», «и» должны финансироваться по отдельному перечню на экспериментальные и научно-исследовательские работы.

1.9. В базовых ценах Сборника также не учтены и требуют дополнительной оплаты сопутствующие расходы, приведенные в пункте 3.6 МРР-1.1-16.

1.10. Стоимость выполнения дополнительных проектных работ (при условии включения их в задание на проектирование) определяется по соответствующим сборникам МРР и другим нормативно-методическим документам по ценообразованию в проектировании с учетом коэффициента на состав работ, либо на основании нормируемых трудозатрат в соответствии со Сборником 9.

2. МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ СТОИМОСТИ ПРОЕКТИРОВАНИЯ АСУЭ

2.1. Базовая стоимость проектирования АСУЭ для отдельных объектов и застройки определяется по формуле:

Si — базовые показатели стоимости разработки АСУЭ на один объект (жилой дом, общественное здание), определяемый в зависимости от количества датчиков на один КП и количества КП на данном объекте (принимается по таблице 3.1);

— произведение корректирующих коэффициентов, учитывающих усложняющие (упрощающие) факторы и условия проектирования и принимаемых по таблице 2.1 и по пунктам 3.2, 3.3 (не более 2,0);

Кв — коэффициент, учитывающий вид разрабатываемой документации (определяется по таблице 1.1);

2.2. Коэффициенты, учитывающие дополнительные факторы, влияющие на трудоемкость проектирования АСУЭ, приведены в таблице 2.1.

Источник

Специфика асу электроснабжения

При анализе рынка программно-технических средств можно увидеть четкий «водораздел»: АСУТП и АСУ электроснабжения. Наиболее специализированной из подсистем ИАСУ является АСУ электроснабжения (АСУ ЭС).

Специфика электроснабжения:

1. скоротечность электрических процессов;
2. применение различных, специализированных терминалов защит в зависимости от типа электрооборудования и уровня
3. напряжения;
4. необходимость наличия регистраторов аварийных режимов и своевременная передача осциллограмм на верхний уровень;
5. отсутствие до недавнего времени единого стандарта на коммуникационный протокол (IEC 61850), вследствие этого большое множество разных протоколов;
6. необходимость технического и/или коммерческого учета электроэнергии с функциями автоматических расчетов и передачей информации на большие расстояния;
7. необходимость организации АРМ электрика с возможностью удаленной работы с терминалами РЗА.

Базой для построения современных АСУ ЭС уровня электрооборудования являются микропроцессорные устройства защиты, автоматики управления (терминалы РЗА), которые кроме функций РЗА выполняют функции УСО и имеют порты связи. Для интеграции в систему объектов, не охваченных терминалами РЗА, используются терминалы УСО (контроллеры).

АСУ ЭС также позволяет реализовать интеграцию в нее счетчиков электроэнергии для выполнения функций АСКУЭ.Попытка построения АСУ ЭС только на базе УСО не обеспечивает выполнение всех необходимых службе энергетика функций и в большинстве случаев заканчивается обычной «телемеханизацией».АББ имеет и предлагает решения по поставке ИАСУ и ее подсистем (с учетом требований Заказчика), обеспечивающих:

1. сокращение капитальных затрат;
2. сокращение эксплуатационных затрат;
3. повышение безопасности работ персонала;
4. сокращение потребления энергоресурсов;
5. перспективу дальнейшего развития предприятия.

Любой производственный технологический процесс тесно увязан с электроснабжением производственного оборудования и является основным потребителем электроэнергии на предприятии

Поэтому важной и неотъемлемой частью АСУТП является контроль и управление электротехническим оборудованием (выключатели, трансформаторы и др.) для обеспечения бесперебойного снабжения основного производства электроэнергией и уменьшения времени простоя оборудования при авариях. Интеграция АСУ ТП и АСУ электроснабжения может быть выполнена разными способами для разных предприятий

Структура построения системы следующая.

Каждому абоненту в ШЛС устанавливался 2-х тарифный электронный счетчик (2 отсчетных устройства «день», «ночь»), переключение тарифов производилось подачей управляющего сигнала 12в на клеммы «тариф». Информация о электропотреблении снималась с клемм «инфор» в виде импульсов напряжения.

Количество импульсов за определенное время соответствовало количеству потребляемой энергии. По сети сбора информации сигналы о потреблении с каждого счетчика, включая домовое потребление, поступало в шкаф АСКУЭ, расположенный в щитовой дома. В шкафу АСКУЭ информация обрабатывалась и сохранялась по каждому счетчику.

Передача информации предполагалась осуществляться в службы Энергосбыта или в районные ДП (диспетчерские пункты) по радиоканалу. Для этого в шкафу была установлена радиостанция «Заря» ГРПЗ г. Рязань и на крыше устанавливалась штыревая антенна.

Такая система должна представлять информацию со счетчиков электроэнергии и называлась «Матричной» — по типу сетей сбора информации. Таких домов было смонтировано более 800. Основные типы счетчиков, устанавливаемых в системах: однофазные — ЦЭ6807 производства МЭТЗ г. Мытищи и СЭБ-2 г. Нижний Новгород.

Поскольку внедрение системы началось без серьезных испытаний, то ее технические, эксплуатационные характеристики практически мало пригодны и требуют серьезной доработки. Надежность электронных счетчиков была низка, в течение 1995 — 1997 г.г. заводы только осваивали их производство.

В это же время определились объективные проблемы и формулировались задачи, которые необходимо было решать, основные из них можно перечислить:

• недоработанные программы «нижнего уровня»;
• ненадежность работы приборов, обусловленная не заинтересованностью заводов — изготовителей, поскольку заказ шел малыми сериями;
• не разработана концепция сервисного обслуживания систем и передачи информации в Энергосбыт;
• вандализм и хищение приборов АСКУЭ на домах;
• стратегически не правильная ориентация на передачу информации только по радиоканалу и т.п.

К концу 1997 г. было смонтировано около 800 домов по матричной схеме и установлено приблизительно 150 000 счётчиков.

В начале 1997 г. началась наладка системы в домах района Жулебино МК 3,4,5,

около 90 домов на один РДП. Были выявлены недостатки в программах в работе счётчиков, дешифраторов ТК 1616, радиостанций.

Показания отсчётных устройств и информация, снимаемая на РДП, не совпадала с показаниями счётчиков и не могла устроить Энергосбыт Мосэнерго.

В 1996 г. — 1997 г. разрабатывается интегральная система, которая предполагает охватывать не только счётчики электроэнергии, но и счётчики воды, дискретные сигналы пожарной, охранной и другой информации, необходимой различным службам.

ИАСУЭ начали внедрять с начала 1998 г. по 2001 г., система была собрана «на столе» и не прошла отработку на реальных объектах и сразу началось массовое внедрение. Доработка программного обеспечения проводилась более 8-ми раз. Все последующие версии предполагали перезапись (прошивку)

ИАСУЭ «ЭНЭЛЭКО» рекламировалась как система позволяющая вести учет всех энергоресурсов, включая контроль технического состояния систем здания, охранную и пожарную сигнализацию.

Решение одной системой комплексной задачи на первый взгляд очень привлекательно, но в результате не доработки всех предыдущих проблем, невозможно было продолжать следующий этап, в результате декларации о возможностях системы ИАСУЭ «ЭНЭЛЭКО» были не реализованы.

Массовое внедрение таких систем без детальной проработки технических метрологических, эксплуатационных возможностей АСУЭ, не продумана система передачи данных в Энергосбыт, структура технического обслуживания и т.п. В результате огромные финансовые средства истрачены впустую: система ИАСУЭ не соответствует заявленным декларативным и функциональным возможностям.

Параллельно с внедрением АСУЭ «ЭНЭЛЭКО» специалистами Энергосбыта разрабатывается АСУЭ «ЭМОС» с передачей информации по силовым сетям.

Производство оборудования передается на завод «МЗЭП» г. Москва и «МЭТЗ» г. Мытищи. Анализ работы систем «ЭНЭЛЭКО» позволяет учесть часть ошибок в реализации состава комплекса технических средств и программного обеспечения. С начала 1998 г. система «ЭМОС» начинает монтироваться, налаживаться и сдаваться в эксплуатацию на жилых объектах г.

За время внедрения и опытной эксплуатации проводилась доработка приборов и программного обеспечения «ЭМОС» и на сегодня можно сказать, что система в принципе обеспечивает метрологические и эксплуатационные характеристики, но необходимо провести дополнительные доработки программ и технических средств. Необходимо заметить, что вопрос передачи, обработки данных в системах «высшего уровня» не решен.

Поскольку финансирования разработки систем АСУЭ велись средств частных инвесторов (самих разработчиков), то системы внедрялись «сырыми», по тем же причинам заводы-изготовители не могли провести детальную техническую проработку при изготовлении приборов, что, безусловно, влияло на их надежность — этот объективный фактор нельзя не учитывать.

Отдельно необходимо рассмотреть, на опыте систем «ЭНЭЛЭКО» и «ЭМОС», каналы передачи данных систем АСУЭ нижнего уровня (жилой дом) в службы Энергосбыта.

В системе «ЭНЭЛЭКО» канал передачи данных — радиоканал с работой на выделенных литерных частотах. Ориентация только на радиоканал — стратегическая ошибка, организовать передачу информации с нескольких объектов технически достаточно просто, а наличие большого количества объектов, требует организации радиосети.

Такой подход был проработан в начале 90-ых годов, исходя из существующих предпосылок:

• радиосвязь единственная возможность организовать независимый канал передачи информации;
• возможность обращения к информации в любой момент времени;
• возможность передачи информации в любую точку г. Москвы.

На объекте в ШКТС-А устанавливалась радиостанция «Заря», изготовитель ГРПЗ, мощностью 8 Вт, дальность передачи до 20 км. На крыше здания устанавливалась штыревая всенаправленная антенна, которая по радиочастотному кабелю соединялась с радиостанцией. Практика показала, что при этом не учитывались:

• высота зданий;
• профиль местности;
• экранирование вышестоящих зданий;
• напряженной радиопомеховой картиной и т.п.

все эти вопросы могут быть решены только с применением мощных ретрансляторов и маломощных станций, расположенных на объектах. Наличие достаточно мощных станций требует синхронизации их работы по времени и обуславливает низкие скорости передачи информации объект — отделение Энергосбыта. Сегодня с уверенностью можно сказать, что такой вариант решения ни технически, ни эксплуатационно устраивает Энергосбыт.

В системе АСУЭ «ЭМОС» канал передачи данных был ориентирован на телефонный коммутируемый канал с применением телефонного модема (AnCom STE 2442 ). Применение конкретно этого модема необходимо дополнительно рассмотреть. С точки зрения техники передача по телефонному каналу достаточно отработана, но организация выделенного телефонного канала вызывает вопросы, которые на сегодня не решены.

Безусловно для организации нормальной эксплуатации АСУЭ необходим выделенный канал связи, который будет использоваться не только для передачи информации о электропотреблении, но и участвовать в дистанционном мониторинге функционирования системы, выявлении неисправностей и оперативного их устранения. Такой подход позволит снизить затраты на эксплуатацию системы и количество конфликтных ситуаций абонент — Энергосбыт.

В последние годы получило развитие сотовая связь для передачи цифровой информации с достаточно высокими скоростями. Мосгортепло установило на объектах несколько сотен таких модемов для передачи информации узлы учета тепла — диспетчерские пункты. Техническая сторона такой передачи не имеет проблем.

Затраты на эксплуатацию определяются исходя из следующих условий:

• временем использования канала связи, мониторинг его интервала;
• время суток использования канала;
• скорость, а соответственно время передачи полного пакета информации зависит в том числе и от объекта, количества объектов и т.п.;
• цена за минуту использования канала, или абонентная плата.

Стоимость затрат на передачу информации по каналам сотовой связи можно значительно снизить, применяя передачу данных в режиме SMS сообщений (такие наработки уже существуют). Все эти вопросы можно теоретически просчитать, но только реальный опыт эксплуатации АСУЭ позволит сформулировать оптимальные режимы использования канала сотовой связи.

Оплата канала связи должна быть связана с затратами на эксплуатацию системы АСУЭ БП на конкретных объектах и по предварительным расчетам стоимость использования канала будет составлять несколько процентов от стоимости эксплуатации АСУЭ БП.

Необходимо отметить, что независимые каналы связи необходимы для организации эксплуатации систем, без которых их реальная работа невозможна, поскольку эксплуатирующие организации АСУЭ, проводя постоянный мониторинг, будут иметь возможность оперативно устранять неисправности систем.

Опыт внедрения систем «ЭНЭЛЭКО&raquo, ;«ЭМОС» во многом отрицателен и даже дискредитировал саму идею применения АСУЭ БП, но сегодня, благодаря этому опыту, включая взаимодействия со строительным комплексом г. Москвы, можно реально создать структуры, работающие в тесном взаимодействии с энергоснабжающими организациями, которые позволили бы оснастить АСУЭ и организовать эксплуатацию систем учета энергоресурсов с выпиской счетов абонентам, исходя из концепции городской программы учета энергоресурсов и реформы ЖКХ г. Москвы.

Перспективные системы учета электропотребления для бытовых потребителей АСУЭ БП.

В настоящее время разработано и внедрено несколько вариантов АСУЭБП, причем необходимо разделить АСУЭБП для многоквартирных домов и АСУЭБП для индивидуальных домов в сельской местности, поскольку условия построения систем существенно различны.

Первый вариант — это АСУЭБП, где используются счетчики с импульсным выходом, рядом с которыми расположен «локальный контроллер» на 4, 8, 12 счетчиков осуществляющий обработку, хранение и передачу информации в основной контроллер. Они отличаются каналом передачи данных (RS 422 — ИАСУЭ ЭНЭЛЭКО «витая пара» или системы передачи по силовой цепи PLC системы «ЭМОС — МЗЭП», АСКУЭР «Континиум»).

Основные характеристики этих систем известны, причем, безусловно, предпочтительнее для старого жилого сектора окажутся системы с передачей информации по сети 220/380V, поскольку не требуется прокладка информационной магистрали (2 провода RS 485, 4 провода интерфейс CAN).

Во вновь строящихся домах возможно предпочтительнее с применением «интеллектуальных счетчиков» так как надежность передачи информации выше, при замене блоков не требует «переинстоляций» локальных контроллеров и т.п., что значительно надежней в эксплуатации и соответственно дешевле.

Необходимо дополнительно остановиться на обзоре АСУЭБП с точки зрения эксплуатационных характеристик.

Какими бы функциональными и техническими характеристиками не обладала АСУЭБП, основными будут являться эксплуатационные, поскольку система предназначена для автоматизированных расчетов и предполагается экономическая эффективность, но при неудовлетворительных эксплуатационных характеристиках, а соответственно при высоких затратах на ее эксплуатацию, основная идея — экономическая эффективность, может быть сведена к нулю или стать убыточной.

Для нормального функционирования системы, она должна обслуживаться с проведением регламентных работ и т.п..

Не будем касаться надежности, счетчиков, и УСПД. Статистику по их отказам можно получить для всех систем, имеющих длительную (1-2) летнюю эксплуатацию. Во многих системах по тракту прохождения информационного сигнала имеется большое количество соединений под «винт» или используются разъемы, надежность таких соединений низка, а следовательно возможность нарушения соединений или переходных сопротивлений велика.

Приведем несколько последних разработок в этой области:

ИАЦ НТИ «Континиум» разработана и внедряется АСКУЭР «Континиум» на базе импульсных счетчиков, и PLC-модемов (ЭСМ) для передачи данных по силовой сети 0,4 кВ.

Безусловно перспективным направлением можно рассматривать системы, в которых используются микропроцессорные счетчики, сочетающие возможности УСПД.

Завод ООО «Инкотекс» разработал и сертифицирует гамму электронных микропроцессорных счетчиков:

• счетчики с интерфейсом САN и поддержкой по питанию;
• счетчики с встроенным PLC модемом (причем цена счетчика увеличивается незначительно, поскольку задействованы резервы возможности процессора, памяти, источника питания);
• счетчики с встроенным радиоудлинителем (позволяющим опрашивать счетчики дистанционно в закрытых помещениях до 50м, в отдельных строениях до 100м);
• счетчики с встроенным GSM модемом (для передачи информации по сотовым каналам связи);
• любые счетчики могут быть оснащены 100А реле отключения или ограничения нагрузки с дистанционным управлением по различным каналам связи;

Наиболее перспективными системами АСКУЭБП для сельской местности можно рассматривать два основных варианта.

Использование импульсных счетчиков с ЭСМ (электросетевым модемом) разработчик ИАЦ НТИ «Континиум», АСКУЭ построенные по такому принципу имеют следующие преимущества:

• отсутствуют проводные линии передач, используются существующие сети 220/380V, объединяющие всех потребителей нагруженных на один трансформатор питающей ТП;
• простота структуры АСКУЭ;
• наращивание системы без дополнительных узлов;
• установка дополнительных ЭСМ позволяет создавать универсальную интегральную систему, учитывающую все энергоресурсы (вода, тепло, газ);
• не требует помещений, основной контроллер может быть расположен в помещении ТП или в любом административном здании;
• нет необходимости в прямом доступе к счетчику;
• эксплуатация системы не нарушается с выходом из строя любого блока.

В связи с приказом директора МОСЭНЕРГО «о многотарифных расчетах за поставляемую электрическую энергию» и регламента перевода бытовых потребителей на дифференцированную двухтарифную систему расчетов для физических лиц, у которых приборы учета установлены в коттеджах, индивидуальных домах, квартирах.

• уход часов счетчика и соответственно времени перехода в различные тарифные зоны;
• контроль за электропотреблением в тарифных зонах;
• контроль за превышением установленной мощности;
• доступ в коттедж, индивидуальный дом, квартиру.

Эта задача решается только при дистанционном съеме информации и корректировке временных установок счетчика с привязкой к реальному времени.

Счетчики, установленные в квартирах должны иметь возможность к вне квартирного подключения информационного канала интерфейса RS 485 или САN, это может быть «витая пара» с разъемом, выведенная на лестничную площадку. Для индивидуальных домов могут применяться счетчики с радиоудлинителем, а инспектор пользуется «терминал — инспектором» для дистанционного съема информации коррекции часов счетчика. Возможно, использовать микропроцессорные счетчики со встроенным GSM модемом.

В каждом конкретном случае необходимо при выдаче ТУ ориентироваться на существующие возможности приборов учета и средств передачи информации.

Источник

Тсн 2001.4-11

1. В настоящем отделе приведены расценки на монтаж оборудования, кабельных трасс, приборов учета и датчиков системы.

2. В расценках на монтаж системы не учтена:

2.1. Стоимость датчиков, приборов учета, узлов системы, распределительных коробок, колодок испытательных, прокладочных коробов и труб.

2.2. Стоимость проводов и кабелей в случаях, если они не входят в состав поставляемого комплектно оборудования.

2.3. Стоимость устройства заземления, определяемого по расценкам Сборника 8 «Электротехнические установки» табл. 8-186, 8-187.

3. Затраты на монтаж электросчетчиков определяются по расценкам Сборника 8 «Электротехнические установки» табл. 8-252.

4. Испытательные колодки устанавливаются при монтаже трехфазных электросчетчиков трансформаторного включения в вводно-распределительных устройствах.

5. Затраты на монтаж проводов и кабелей, их разделка и включение определяются по расценкам Сборника 8 «Электротехнические установки» и 10 «Оборудование связи» соответственно сечениям и способам прокладки.

6. Монтаж антенных устройств на крышах зданий определяется по расценкам Сборника 34 «Сооружения связи» табл. 34-1.

7. В расценках учтены затраты на производство работ на высоту до 2-х м. В случае производства работ до 8 м следует применять коэффициент 1,05 к затратам труда и заработной плате рабочих.

Отдел 10. Интегральная автоматизированная система управления энергосбережением с аварийной сигнализацией и радиоканалом (ИАСУЭ)

Функциональные возможности

Технологические:

• измерение, преобразование, сбор аналоговой и дискретной информации о текущих технологических режимах и состоянии оборудования;
• контроль и регистрация отклонения аналоговых параметров за предупредительные и аварийные пределы и вывод их на экран;
• представление текущей и архивной информации оперативному персоналу и другим пользователям на ПС (контроль и визуализация состояния оборудования ПС); 
• отображение на мнемосхемах объекта (с динамическим изменением состояния) значений аналоговых технологических параметров, существенных для ведения режимов и отображение состояния оборудования с индикацией отклонений от нормы;
• автоматизированное управление оборудованием ПС, в том числе коммутационной аппаратурой ПС (выключатели, разъединители, заземляющие ножи, привод РПН, технологическое оборудование: насосы, задвижки и др.);
• удаленное изменение состояния программных оперативных элементов систем РЗА, ПА, АСУ ТП: переключение групп уставок терминалов РЗА, оперативный ввод-вывод из работы, отключение-включение отдельных функций и др.;
• контроль состояния и дистанционное управление локальными системами автоматического управления;
• программные блокировки управления коммутационной аппаратурой (оперативная логическая блокировка КА);
• технологическая предупредительная и аварийная сигнализации: контроль и регистрация предупредительных и аварийных сигналов, вывод их на АРМ, фильтрация, обработка;
• регистрация событий собственными средствами или посредством информационного обмена с автономными системами РЗА, ПА, РАС и др.;
• фиксация результатов определения места повреждения на ВЛ (ОМП) путем получения, архивирования и представления данных от автономных устройств ОМП, систем РЗА, РАС;
• мониторинг параметров качества электроэнергии посредством информационного обмена со специализированными устройствами ПКЭ (средствами измерений ПКЭ) или смежными системами (СМиУКЭ);
• информационное взаимодействие с имеющимися на ПС автономными цифровыми системами (РЗА, ПА, РАС, АИИС КУЭ, КСТСБ и т.п.) по стандартным протоколам;
• обмен оперативной информацией с ЦУС, РДУ, ОДУ;
• контроль уровней напряжения 110-500 кВ на шинах подстанции;
• мониторинг работы первичного оборудования;
• учет ресурса коммутационного оборудования.

Общесистемные:

• организация внутрисистемных и межсистемных коммуникаций, обработка и передача информации на смежные и вышестоящие уровни;
• тестирование и самодиагностика программной, аппаратной и канальной (сетевой) части компонентов ПТК, в том числе каналов ввода-вывода и передачи информации;
• синхронизация компонентов ПТК и интегрируемых в АСУ ТП автономных цифровых систем по сигналам системы единого времени;
• архивирование и хранение информации в заданных форматах и за заданные интервалы времени;
• защита от несанкционированного доступа, информационная безопасность и разграничение прав (уровней) доступа к системе и функциям;
• документирование, формирование и печать отчетов, рапортов и протоколов в заданной форме, ведение оперативной базы данных, суточной ведомости и оперативного журнала.