Индекс материала
Создание систем учета энергоресурсов
АИИС УЭ
АИИС УЭ
Сиситема коммерческого учета
Системы учета ДГС
Система мониторинга
Расходомер
Счетчики электроэнергии
УСПД
Конструкция промышленных контроллеров
Организация каналов связи
АИИС учета электроэнергии
Очередность установки узлов
Все страницы

Создание автоматизированных информационно-
измерительных систем учета энергоресурсов (АИИС УЭ)

АИИС УЭ ГУП НАО «Нарьян-Марская электростанция» 

Согласно определения, данного в законе «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности», энергосбережение - реализация организационных, правовых, технических, технологических, экономических и иных мер, направленных на уменьшение объема используемых энергетических ресурсов, при сохранении соответствующего полезного эффекта от их использования. Иными словами, энергосбережение - это процесс снижения потерь электрической и тепловой энергии.

Значительную часть потерь электрической энергии составляют технические потери. Это технологический расход электроэнергии при ее передаче от генерирующего оборудования потребителю. Технические потери являются неизбежными, однако их сокращение достигается за счет оптимизации режимов работы оборудования, реализации мероприятий по компенсации реактивной мощности, своевременного обслуживания и замены выработавшего свой ресурс оборудования.

Еще одна составляющая потерь - так называемый недоучет. Любые приборы учета имеют собственную погрешность - как случайную, так и систематическую. Случайная погрешность может работать как в «плюс», так и в «минус». Систематическая погрешность фактически является недоучетом энергоресурсов. Использование счетчиков, трансформаторов тока и напряжения низкого класса точности, неправильный выбор коэффициентов трансформации трансформаторов тока, превышение номинальной нагрузки трансформаторов напряжения определяют систематическую составляющую погрешности.

По статистическим данным, в Единой энергосистеме России, суммарная систематическая погрешность приборов учета по классам напряжения составляет чуть более одного процента от общего отпуска в сеть. То есть один процент всей выработанной электроэнергии используется бесплатно. По результатам года этот процент составляет значительную для энергосистемы сумму.

Кроме этого, в структуре потерь есть так называемые коммерческие потери. Это прежде всего хищение электроэнергии потребителями. Данное явление наиболее характерно для бытового и мелкомоторного сектора. В России коммерческие потери составляют до 30% всей потребленной электроэнергии. Контролировать величину технических потерь, бороться с коммерческими потерями и снижать недоучет можно только развивая систему коммерческого и технического учета электроэнергии. Модернизация систем учета должна проходить с использованием самых современных измерительных и информационных технологий.

 

Автоматизированные информационно-измерительные системы учета электроэнергии широко применяются в России уже более 10 лет и зарекомендовали себя, как надежный инструмент оценки всех мероприятий по повышению энергоэффективности, обеспечивая при этом возврат инвестиций в создание системы от 1 до 10 месяцев (в отдельных случаях).

Основной вид деятельности ГУП НАО «Нарьян-Марская электростанция» – производство электрической энергии. «Нарьян-Марская электростанция» – самый мощный генерирующий объект, расположенный на территории муниципальных образований округа. В связи с этим эффективность внедрения системы учета электроэнергии, тепловой энергии и топлива на указанной электростанции будет максимальной.

На электростанции должен быть организован учет всех используемых видов топлива, учет вырабатываемой электрической и тепловой энергии. Все системы учета должны быть интегрированы в единую АИИС УЭ, позволяющую осуществлять мониторинг потребления топлива и выработки электрической и тепловой энергии в реальном масштабе времени.

При создании систем учета должен быть использован комплексный подход. Недопустимо устанавливать дорогостоящее измерительное оборудование в электроустановках подлежащих замене или капитальному ремонту. При проведении мероприятий по автоматизации сбора и обработки данных непременно должна проводиться работа по обеспечению требуемой точности измерений.

Архитектура системы
Практика применения информационных систем учета энергоресурсов доказала эффективность использования трехуровневой структуры.

Первый уровень составляет распределенная система сбора данных. Специализированные контроллеры собирают данные с приборов учета энергоресурсов, осуществляют преобразование и сохраняют консолидированную информацию в транзакционную базу данных.

Второй уровень - система хранения данных состоит из базы данных учета энергоресурсов и системы управления базами данных (СУБД). Третий уровень – система предоставления информации пользователям системы. Уровень может быть выполнен по технологии клиент–сервер с использованием технологии «толстого клиента». В этом случае вся бизнес-логика выполняется на стороне клиента – т.е. автоматизированного рабочего места пользователя. Система предоставления информации пользователям может быть построена также и в форме web-службы, 
когда пользователи подключаются к серверу при помощи «тонких клиентов» (например, интернет-браузера).

Вся обработка информации в этом случае осуществляется на стороне сервера, что существенно разгружает ПК пользователя, позволяет централизованно обслуживать АИИС, однако требует большей квалификации обслуживающего персонала.

Автоматизированная информационно-измерительная система учета энергоресурсов
ГУП НАО «Нарьян-Марская электростанция».

Внедрение системы коммерческого учета позволяет снизить затраты на энергоресурсы за счёт: 
 точности расчетов с энергоснабжающими организациями и субабонентами;

 повышения оперативности обнаружения и устранения отклонений от установленных режимов генерации и потребления;

 планирования режимов и оптимизации графиков генерации и потребления.

снизить объём собственного энергопотребления за счёт:
 повышения оперативности управления энергопотреблением; 
 централизованного контроля потребления энергоресурсов; 
 контроля собственного потребления энергоресурсов структурными подразделениями электростанции;

 

 персонализированного контроля соблюдения технологической дисциплины и оптимизации режимов работы оборудования;

 повышения оперативности выявления непроизводственных потерь энергоресурсов в форме утечек и аварийных режимов работы оборудования;

 внедрение АИИС УЭ позволит разработать систему нормирования потребления и выработки электрической и тепловой энергии.

В целом, АИИС учета энергоресурсов должна стать инструментом объективного контроля реализации проводимых мероприятий и программ энергосбережения.

АИИС УЭ не должна оставаться изолированной и должна обеспечивать доступ других информационных систем к консолидированной учетной информации.

Интеграция системы учета энергоресурсов с системой диспетчерского управления позволит реализовать систему выдачи рекомендаций диспетчеру для выбора наиболее эффективного режима.

Интеграция системы учета энергоресурсов с системой управления предприятием позволит напрямую формировать отчетность о ключевых показателях производительности (KPI), производственную и бухгалтерскую отчетность исходя из объективной информации, сформированной автоматизированным комплексом.

На уровне системы управления предприятием рекомендуется создание систем многомерного анализа данных с использованием OLAP-технологий.

Использование систем анализа данных позволит определять самый экономически эффективный режим работы. А использование функций интеллектуального анализа данных (Data mining) позволит предсказывать поведение системы и на основе этой информации формировать рекомендации начальнику смены электростанции для обеспечения максимальной эффективности использования топливных ресурсов и оптимальной загрузки оборудования.

Именно автоматизированная информационно измерительная система учета энергоресурсов станет инструментом для оценки всех мероприятий по энергосбережению и обеспечению энергоэффективности объектов электроэнергетики. В связи с этим, мероприятия по ее созданию необходимо начинать проводить так скоро, как только это возможно (согласно требованиям федерального закона №261-ФЗ). Планы создания АИИС учета энергоресурсов необходимо увязывать с планами реконструкции распределительных устройств станции.

 

Кроме этого необходимо принимать во внимание планы создания других информационных систем электростанции для снижения издержек на создание сетевой и серверной инфраструктуры.

2.2 Автоматизированные системы учета и мониторинга выработки электроэнергии и потребления топлива дизель-генераторных электростанций 

Эффективная система учета и мониторинга выработки электроэнергии и потребления топлива дизель-генераторных электростанций позволит: 
 Снизить потери от нецелевого использования дизельного топлива. 
 Оперативно отслеживать характеристики дизель-генераторных установок. 
 Повысить точность прогнозирования потребления энергетических ресурсов сельскими поселениями НАО. 
 Автоматически сводить топливный и энергетический баланс НАО. 
 Своевременно диагностировать работу ДГУ и планировать их ремонты. 
 Оптимизировать объем завозимого топлива в период летней навигации. 
 На основании данных полученных системой может быть принято обоснованное решение о замене или модернизации дизель-генератора. 

В ходе реализации программы по внедрению системы учета и мониторинга должны быть решены вопросы: 
 Выбор типов измерительных приборов.  
 Организация сбора данных со счетчиков и расходомеров дизельного топлива на уровне ДЭС. 
 Организация системы передачи данных с уровня ДЭС в центр сбора и обработки данных. 

Автоматизированная система учета и мониторинга выработки электроэнергии и расхода дизельного топлива должна представлять собой трехуровневую систему.

Первый уровень составляют счетчики электрической энергии и расходомеры дизельного топлива. Приборы учета и мониторинга в автоматическом режиме осуществляют измерение расхода электроэнергии и топлива, формируют архив значений и предоставляют цифровой интерфейс к результатам измерений. При необходимости эксплуатационный персонал может получить информацию с ЖКИ индикаторов приборов.

Структурная схема системы мониторинга и учета электрической энергии и дизельного топлива.

Второй уровень представляет собой устройство сбора и передачи данных (УСПД) конструктивно выполненное в виде PC-совместимого промышленного контроллера. УСПД собирает результаты измерений с расходомеров и счетчиков электрической энергии по цифровым интерфейсам, осуществляет обработку результатов измерений в соответствии с параметрированием промышленного контроллера, а так же предоставляет цифровой интерфейс к собранной информации.

Верхний (третий) уровень состоит из информационно-вычислительного комплекса (ИВК), который обеспечивает автоматизированный сбор и хранение результатов измерений, осуществляет диагностику состояния средств и объектов учета и мониторинга, а так же обеспечивает доступ к учетной информации эксплуатационного персонала.

ИВК, состоящий из коммуникационного сервера обеспечивает сбор данных с распределенной системы учета и мониторинга и передачу их на серверы базы данных. Для предоставления доступа к данным через сеть интернет в ИВК должен быть включен один или несколько web-серверов.

Программное обеспечение ИВК может включать:

 Программное обеспечение систем управления базами данных (СУБД), которое должно обеспечивать формирование баз данных, управление файлами и их поиск. ПО должно иметь средства поддержки приложений, обеспечивающие ввод и поддержание целостности данных, а также формирование отчетов и должно преимущественно строиться с использованием технологии клиент-сервер либо сервис ориентированных технологий.

 Программное обеспечение, реализующее задачи и функции АИИС (прикладное ПО), в соответствии с требованиями технического задания.

 Программное обеспечение, отвечающее за полноту и достоверность информации в АИИС учета и мониторинга (ПО достоверизации), определяющее сроки обновления и хранения данных.

 Программное обеспечение, отвечающее за поддержание системы единого времени в составе АИИС.

Одним из основных требований к программному обеспечению ИВК является открытость и возможность интеграции с другими информационными системами Ненецкого автономного округа.

Автоматизированная система учета и мониторинга электрической энергии и расхода дизельного топлива должна включать две подсистемы:  
 подсистему учета и мониторинга производства электрической энергии; 
 подсистему учета и мониторинга расхода дизельного топлива.

 

Расходомеры
Основным элементом подсистемы учета и мониторинга расхода дизельного топлива является расходомер. Он должен функционировать как в составе автоматизированной системы, так и автономно.

При выборе типа измерительного прибора необходимо учитывать, что многие расходомеры, представленные на рынке, в силу своих конструктивных особенностей, понижают давление в топливном тракте и в случае низкого качества топлива, либо экстремальных климатических условий, могут быть причиной аварии ДГУ. В связи с этим, предпочтительна установка современных ультразвуковых и электромагнитных расходомеров, которые не создают дополнительных потерь давления топлива.

Следует отметить, что существуют механические расходомеры создают минимальные потери давления, благодаря конструктивным особенностям, однако срок службы таких устройств составляет не более 10-15лет.

Также, необходимо внимательно подойти к определению места установки дизельного расходомера. Для предотвращения нецелевого использования топлива расходомер, как правило, должен быть установлен на каждом агрегате между расходным баком дизель-генератора и топливным фильтром. При этом, место установки каждого расходомера должно быть определено индивидуально, в соответствии с требованиями к монтажу, которые разработаны производителем прибора учета расхода дизельного топлива.

В топливной магистрали, ведущей из резервуарного парка к дизель-генератору, прибор учета следует размещать лишь при отсутствии возможности установки его после расходного бака, либо при отсутствии самого расходного бака.

Выбор типа расходомера связан с типом устройства сбора данных. Предпочтителен вариант, когда расходомер формирует профиль расход топлива, хранит его в своей энергонезависимой памяти и предоставляет цифровой интерфейс к этим данным. В этом случае исключены ошибки учета, вызванные человеческим фактором, и появляется возможность составления энергетического баланса ДЭС на суточном интервале, что существенно повышает наблюдаемость объекта.

Вне зависимости от типа, расходомер должен обеспечивать точность измерения не хуже 1%, среднюю наработку на отказ не менее 35000часов, при общем сроке службы не менее 20лет в условиях эксплуатации. Динамический диапазон - отношение максимального измеряемого расхода к минимальному значению измеряемого расхода - не должен быть менее чем 1:25. Диапазон допустимых температур должен быть не хуже от минус 300С до плюс 500С.

Счетчики электрической энергии

Счетчик электрической энергии является базовым элементов подсистемы учета и мониторинга электроэнергии.

При выборе типа электрического счетчика следует отдавать предпочтение отечественным многофункциональным цифровым приборам, имеющим положительный опыт эксплуатации в России. Примеры таких электросчетчиков приведены в приложении П1.

Одна из основных характеристик счетчика - класс точности – должен быть не хуже 0,5S. Для обеспечения непрерывности учета и мониторинга, прибор учета должен иметь возможность подключения резервного источника питания и автоматического переключения на источник резервного питания при исчезновении основного питания и наоборот. Также необходимым условием является наличие энергонезависимой памяти для хранения:  
 профиля нагрузки с получасовым интервалом на глубину не менее 35 суток; 
 данных по активной и реактивной электроэнергии с нарастающим итогом за прошедший месяц; 
 запрограммированных параметров.

Коммуникационные возможности счетчика электрической энергии должны обеспечивать подключение по одному или нескольким цифровым интерфейсам компонентов АИИС, в том числе для автономного считывания, удалѐнного доступа и параметрирования.

Системное время счетчика должно вестись с точностью не хуже 5с/сутки с возможностью внешней автоматической коррекции (синхронизации).

Все устройства, входящие в автоматизированную систему должны быть диагностируемы и следовательно наличие в устройствах «Журнала событий», фиксирующего время и даты наступления событий является обязательным.

Счетчик должен обеспечивать защиту от несанкционированного изменения параметров, а также от записи, при этом защита должна быть обеспечена на программном (логическом) уровне (установка паролей) и аппаратном (физическом) уровне.

В условиях НАО особенно важно, чтобы счетчики обеспечивали работоспособность в диапазоне температур от минус 40˚С до плюс 60˚С.

Средняя наработка на отказ счетчика должна составлять не менее 35000 часов при сроке службы не менее 20 лет.

Счетчик электрической энергии должен быть внесен в государственный реестр средств измерений РФ. Межповерочный интервал счетчика должен быть не менее 8 лет.

 

УСПД

На уровне ДЭС УСПД выполняет объединяющую функцию для всех подсистем.  УСПД должно быть выполнено в виде промышленного контроллера.

Контроллер работает в автоматическом режиме и обеспечивает сбор результатов измерений от счѐтчиков по цифровым интерфейсам, обработку результатов измерений в соответствии с параметрированием промышленного контроллера, предоставляет интерфейс доступа к собранной информации, синхронизирует системное время приборов учета электроэнергии и дизельного топлива.

Программное обеспечение УСПД должно поддерживать необходимые протоколы, а само УСПД совместимо по интерфейсу, как с выбранными расходомерами, так и со счетчиками электроэнергии. Использование отдельного устройства сбора и передачи данных для каждой подсистемы существенно повышает стоимость самой системы и существенно усложняет обслуживание автоматизированной системы.

В связи с малой доступностью большинства сельских поселений НАО диагностируемость оборудования АИИС чрезвычайно важна.  В промышленном контроллере должно быть обеспечено автоматическое ведение «Журнала событий», в котором фиксируются время и даты наступления событий, а также попытки несанкционированного доступа связи с промышленным контроллером, приведшие к каким-либо изменениям данных, перезапуски промышленного контроллера (при пропадании напряжения, зацикливании и т.п.), изменение текущих значений времени и даты при синхронизации времени, отключение питания. Все события, фиксируемые в журнале приборов учета и промышленного контроллера, должны передаваться в центр сбора данных.

Самодиагностика устройства сбора и передачи данных должна записываться в журнал событий или выводиться на экран УСПД. Глубина хранения данных на промышленном контроллере не должна быть меньше 35 суток.

Промышленный контроллер должен иметь встроенные энергонезависимые часы, обеспечивающие ведение даты и времени. Рекомендуемая точность хода часов должна быть не хуже  5.0 с/сутки. 
Необходимо использовать УСПД, либо выполненный в едином корпусе, обеспечивающем возможность одностороннего обслуживания и степень защиты не ниже IP51 (в соответствии с ГОСТ 14254) или установленный в специализированных шкафах, имеющих степень защиты не менее IP51.

Конструкция промышленного контроллера должна позволять его размещение как на стандартных панелях, так и в специализированных шкафах (при использовании внешних модемов). Промышленный контроллер должен функционировать автоматически (без вмешательства эксплуатационного персонала) и иметь подтвержденную наработку на отказ не менее 35000 часов. Срок службы промышленного контроллера должен составлять не менее 20 лет.

Напряжение питания промышленного контроллера от сети постоянного тока должно составлять 24В с допустимым отклонением напряжения в пределах +/- 20%. Промышленный контроллер должен иметь резервный источник питания и обеспечивать автоматическое переключение на резервный источник питания при исчезновении основного питания и обратно. Промышленный контроллер должен обеспечивать работоспособность в диапазоне температур, в соответствии с  условиями эксплуатации.

В целях оптимизации стоимости измерительного оборудования может быть выбран вариант, когда с расходомера унифицированный сигнал 4-20мА заводится непосредственно в контроллер УСПД. В этом случае необходимо учитывать, что измерительный канал заканчивается на УСПД и контроллер должен быть сертифицирован как средство измерения и внесен в государственный реестр средств измерений.

Вопросы питания измерительных приборов и коммуникационного оборудования

В ходе разработки и реализации проектов по внедрению автоматизированной системы учета и мониторинга особое внимание должно быть уделено вопросам электропитания основных элементов системы.  Организация резервированного питания позволит обеспечить непрерывное 
функционирование всех элементов, обеспечит непрерывный учет дизельного топлива и электроэнергии, постоянный мониторинг ДЭС из центра сбора данных.

Счетчики электроэнергии должны иметь дополнительный ввод внешнего питания для передачи информации по цифровому интерфейсу в случае отсутствия измерительного напряжения. Производители расходомеров снабжают приборы учета внутренним источником питания, позволяющим устройству выполнять учетные функции и оставаться на связи до 30 дней, при отсутствии внешнего питания.

Нарушения качества электрической энергии могут приводить к выходу из строя элементов автоматизированной системы, в связи с этим, должны быть приняты меры по повышению качества электрической энергии питания приборов учета и средств автоматизации.

Система заземления ДЭС должна отвечать требованиям ПУЭ. Создание отдельного контура заземления для системы автоматизации и связи должно быть обосновано в проектной документации. 

 

Организация каналов связи для системы сбора данных

Для удаленных и малодоступных районов НАО предпочтительно организовывать спутниковый канал связи между ИВКЭ и ИВК. Стоимость комплекта двунаправленной спутниковой связи находится в пределах от 80 до 150 тысяч рублей за одну точку. Абонентская плата за использование спутникового канала связи пропускной способностью 512кбит/сек составляет от 500 до 3000 рублей в зависимости от объема передаваемой информации. Организованный канал может использоваться не только для передачи данных АИИС, но и для организации канала голосовой связи. При этом обеспечивается возможность развития систем автоматизации, создания подсистемы учета и мониторинга тепловой энергии, подключения метеорологического оборудования. Недостатком спутниковых систем передачи данных является зависимость качества связи от погодных условий.

В районах присутствия операторов мобильной связи экономически целесообразным является создание систем передачи данных на базе GSM/GPRS/3G каналов.

Нежелательно организовывать сбор учетный данных через передачу по телефону, радиосвязи или передачу показаний приборов учета с нарочным. Такой способ увеличивает риск злоупотреблений и не исключает ошибки при снятии показаний и передаче их оператору центра сбора и обработки данных системы учета и мониторинга электрической энергии и дизельного топлива.

Рекомендации по внедрению системы

Внедрение системы учета необходимо производить в несколько этапов с выделением пусковых комплексов.  Для оценки эффективности системы учета необходимо реализовать 2-3 «пилотных» проекта в относительно легкодоступных населенных пунктах.

В первую очередь автоматизированными системами учета и мониторинга электрической энергии и дизельного топлива следует оснастить наиболее крупные дизельные электрические станции в населенных пунктах с наибольшей численностью населения.

Во вторую очередь следует оснащать ДЭС с наибольшим расходом топлива на выработку одного кВт*ч. электроэнергии, для обнаружения коммерческих потерь дизельного топлива и борьбы с ними. Далее такими системами должны быть оборудованы все остальные электростанции Ненецкого автономного округа.

2.3 АИИС учета электроэнергии объектов ЖКХ г.Нарьян-Мар

Разработка подпрограммы по установке автоматизированной информационно-измерительной системы учета электроэнергии объектов ЖКХ г.Нарьян-Мар должна выполняться по поручению Правительства Ненецкого автономного округа. В ходе реализации необходимо создание общедомовых узлов учета электрической энергии, а также оборудование узлов учета современными приборами.

Реализация подпрограммы позволит:

1. Повысить надежность снабжения электрической энергией социально значимых объектов городской инфраструктуры, а так же населения г.Нарьян-Мар.

2. Снизить потери электроэнергии в городской электрической сети.

3. Провести определение и выравнивание общего баланса использования электрической энергии и мощности, что позволит более обоснованно подойти к формированию тарифа на передачу и использование электроэнергии.

4. Повысить заинтересованность управляющих компаний в более эффективной эксплуатации и ремонте внутридомовых электрических сетей.

5. Повысить оперативность управления электроснабжением объектов ЖКХ.

6. Вести адресную борьбу с коммерческими потерями электроэнергии.

7. Разработать наиболее эффективные дифференцированные тарифы для населения и промышленных предприятий. 

В качестве приборов учета необходимо использовать цифровые многофункциональные счетчики отечественного производства. Рекомендуемые типы приборов учета представлены в приложении П1.  
Счетчики рекомендуется размещать в отдельных шкафах учета. При этом
система обогрева шкафа должна обеспечивать функционирование узла учета при
любой температуре наружного воздуха. Все шкафы учета должны оборудоваться
системой удаленного сбора данных, позволяющей получать информацию с
электросчетчиков через сеть GSM/GPRS/3G.

Очередность установки узлов учета электрической энергии должна быть определена и согласована в ходе реализации проекта, исходя из следующих критериев:  
1. Жилые дома с наибольшими объемами потребления.
2. Жилые дома с низкой обеспеченностью индивидуальными приборами учета.
3. Остальные жилые дома.

В ходе реализации проекта современными пунктами учета должны быть оборудованы все многоквартирные жилые дома г.Нарьян-Мар.

В бытовом секторе существенную роль в структуре потерь электроэнергии играют коммерческие потери. Наиболее эффективное мероприятие по снижению коммерческих потерь электроэнергии - обновление парка приборов учета у бытовых потребителей. Должна быть поставлена цель полностью обновить парк приборов в ближайшие 2-3года. АИИС учета электроэнергии, в первую очередь, должна внедряется в тех местах, где наиболее вероятна возможность несанкционированного потребления. Современные технологии передачи данных позволяют осуществлять беспроводной сбор данных о потреблении электроэнергии со счетчиков. Причем стоимость таких решений неуклонно снижается.

Ограничиваться только техническими мероприятиями не следует. Помимо капитальных вложений в организацию узлов учета, не менее эффективны и мероприятия организационного характера, такие как: 
 проведение проверок и рейдов по выявлению нарушений потребления электроэнергии;  
 пересмотр договоров с физическими и юридическими лицами.

При борьбе с коммерческими потерями в системах электроснабжения потребителей всегда следует сопоставлять стоимость капитальных вложений и ожидаемую отдачу от принимаемых мер.