Автоматизированные системы контроля и управления энергопотреблением

Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

Высокая стоимость энергоресурсов обусловила в последние годы кардинальное изменение отношения к организации энергоучета в промышленности и других энергоемких отраслях (транспорт и жилищно-коммунальное хозяйство). Потребители начинают осознавать, что в их интересах необходимо рассчитываться с поставщиком энергоресурсов не по каким-то условным нормам, договорным величинам или устаревшим и неточным приборам, а на основе современного и высокоточного приборного учета. Промышленные предприятия пытаются как-то реорганизовать свой энергоучет "вчерашнего дня", сделав его адекватным требованиям дня сегодняшнего. Под давлением рынка энергоресурсов потребители приходят к пониманию той простой истины, что первым шагом в экономии энергоресурсов и снижении финансовых потерь является точный учет.

Современная цивилизованная торговля энергоресурсами основана на использовании автоматизированного приборного энергоучета, сводящего к минимуму участие человека на этапе измерения, сбора и обработки данных и обеспечивающего достоверный, точный, оперативный и гибкий, адаптируемый к различным тарифным системам учет, как со стороны поставщика энергоресурсов, так и со стороны потребителя. С этой целью, как поставщики, так и потребители создают на своих объектах автоматизированные системы контроля и учета энергоресурсов ? АСКУЭ. При наличии современной АСКУЭ промышленное предприятие полностью контролирует весь свой процесс энергопотребления и имеет возможность по согласованию с поставщиками энергоресурсов гибко переходить к разным тарифным системам, минимизируя свои энергозатраты.



1. История АСКУЭ

В 80-е гг. XX века уже существовали как технические, так и коммерческие системы учета энергоресурсов в области учета электроэнергии.

Первый шаг в направлении создания АСКУЭ был сделан в области систем технического и коммерческого учета электрической энергии, когда появились устройства формирования импульсов и сумматоры в виде устройств сбора данных, а также электронные счетчики импульсов. Так появилось первое поколение АСКУЭ.

Первые Информационно-Измерительные Системы учета и контроля Энергии типа ИИСЭ были разработаны в 1974 г. в Белорусском филиале ЭНИН им. Г.М. Кржижановского (ныне РУП "БелТЭИ"), а их серийный выпуск организован на Вильнюсском заводе электроизмерительной техники. На архитектуру ИИСЭ оказал влияние подход, широко используемый в автоматизированных системах научных исследований (АСНИ). Первые системы ? ИИСЭ 1?48 имели 48 каналов учета, к которым дистанционно по двухпроводным линиям подключались индукционные электросчетчики, оснащенные датчиками импульсов. За пять лет было выпущено более тысячи систем, получивших широкое применение в различных отраслях хозяйства (некоторые из них проработали до начала третьего тысячелетия). В последующие годы коллективом разработчиков было создано несколько поколений микропроцессорных систем (ИИСЭ2-96, ИИСЭЗ-64, ИИСЭ4-192 и др.).

В начале 90-х годов аналогичные системы различных классов уже на новой элементной и конструктивной базе (но с сохранением основных принципов построения систем ИИСЭ) появились в Беларуси ("СИ-МЭК", "ЭРКОН", "СЭМ-1", "ИСТОК"), России ("ТОК", "ЭНЕРГИЯ"), Украине (ЦТ5001). С середины 80-х годов системы ИИСЭ-3 стали широко применяться для автоматизации энергоучета на промышленных предприятиях и в энергосистемах СССР: в эксплуатации находилось свыше четырех тысяч систем, причем некоторые работают и поныне.

В области систем учета тепла первичные и вторичные измерительные преобразователи и системы учета энергоресурсов производили в основном заводы бывшего Министерства приборостроения, средств автоматизации и систем управления СССР: Московский завод "Манометр", Таллинский приборостроительный завод, заводы "Теплоприбор" городов Улан-Уде и Казани.

После распада СССР заводы бывшего Министерства приборостроения, средств автоматизации и систем управления СССР в основном сохранили свои позиции на рынке, но на нем появились предприятия оборонного комплекса, быстро освоившие производство приборов и систем учета энергии, в том числе и тех, которые ранее не производились в России.

Предприятия оборонных отраслей привнесли более высокий технологический уровень и строгую систему контроля качества, что привело к обострению конкуренции на рынке, и, как следствие, к росту точности и надежности приборов учета энергии.

Благодаря электронным компонентам зарубежного производства, российские производители стали шире использовать современные сетевые средства и цифровую технологию получения и обработки данных. Достаточно отметить, что сегодня большинство выпускаемых приборов измерения расхода теплоносителей и теплосчетчиков оснащены современными цифровыми интерфейсами. По ряду параметров характеристики лучших средств учета российских производителей находятся на мировом уровне. Например, точность измерения тепла теплосчетчика СТЭМ, производимого ПО "Машиностороительный завод "Молния", составляет 2%, что находится на уровне лучших зарубежных аналогов.

НПО "Старт", г. Пенза, существенным образом усовершенствовало архитектуру АСКУЭ класса ИИСЭ, во-первых, в направлении унификации устройств сбора данных (различные виды энергоресурсов, функции телесигнализации и телеизмерения), во-вторых, в направлении создания контроллеров, обеспечивающих хранение архивов и передачу информации в ПЭВМ, в-третьих, в направлении разработки простого в обращении пакета программ АСКУЭ.

В это же время ведущие зарубежные фирмы, такие как Сименс, АББ, Данфосс, давно работающие на российском рынке, пошли по пути создания совместных предприятий, которые быстро заняли заметные позиции на рынке систем и средств учета энергоресурсов. В области систем учета расхода электроэнергии и контроля мощности это совместные предприятия АББ ВЭИ "Метроника" (концерн АББ и ВЭИ им. Ленина), "АББ Реле-Чебоксарым" (АББ и Чебоксарский электроаппаратный завод и Всероссийский научно-исследовательский институт релестроения).

СП "АББ ВЭИ Метроника" осуществило серийное производство в России счетчиков электроэнергии и измерителей мощности серии "Альфа" фирмы АББ и мультиплексоров МПР-16. Это позволило построить АСКУЭ по двухуровневой схеме, отказавшись от промежуточного контроллера, что вполне допустимо для АСКУЭ небольшого масштаба.

Попытка классификации АСКУЭ в виде трех поколений систем представлена в таблице 1.

Таблица 1

Классификация АСКУЭ

Год появления на рынке	Основные особенности	Тип архитектуры, протоколы	Примеры реализации
1-е поколение АСКУЭ, 1980	Электроиндукционные счетчики классов 2.0 и 1.0, устройства формирования импульсов, счетчики импульсов	Двухуровневая, ПЭВМ отсутствует	1 ИИСЭ (завод ВЗ ЭТ)
2-е поколение АСКУЭ, 1990	Электроиндукционные счетчики классов 2.0 и 1.0, электронные счетчики первого поколения, устройства сбора данных, контроллеры, ПЭВМ, кабельные и телефонные линии связи	Двух- и трехуровневая, архивы ведутся в ПЭВМ	1. ИИСЭ 3,4(завод ВЗ ЭТ) 2. ТЦ-5000 (завод Точмаш) 3. КТС «Энергия» (ПО «Старт»)
	Кабельные и телефонные линии связи	Двух- и трехуровневая, архивы ведутся в ПЭВМ	1. ИИСЭ 3,4(завод ВЗ ЭТ) 2. ТЦ-5000 (завод Точмаш) 3. КТС «Энергия» (ПО «Старт»)
3-е поколение АСКУЭ, 1995	Электронные счетчики второго поколения, контроль количества и качества энергии, телеизмерение, телесигнализация, телеуправление, устройства сбора с архивом данных, кабельные, телефонные и оптоволоконные линии связи	Двух и трехуровневая, на верхнем уровне сеть ПЭВМ. Архивы ведутся как в контроллерах, так и ПЭВМ ? сервере. Две сети ? две операционные системы.	1.АСКУЭ «Омь» (НПФ «Мир») 2.АСКУЭ «Альфа-смарт» СП АББ-ВЭИ метроника) 3.АСКУЭ ИПУ РАН (институт проблем управления РАН)



2. Понятие и уровни АСКУЭ

Распространенную ныне аббревиатуру АСКУЭ расшифровывают, как ни странно, по-разному. Это может быть и "Автоматизированная Система Коммерческого Учета Энергоресурсов", и "Автоматизированная Система Контроля и Учета Энергоресурсов", и "Автоматизированная Система Контроля и Управления Энергопотреблением". При всей схожести формулировок в них заложен совершенно разный "философский" смысл, так как "учет" ? это, по большому счету, всего лишь "распечатка ведомостей", а в то время как в задачу "управления" входит и измерение параметров, и оценка технической исправности систем, и анализ режимов их работы, а, главное ? принятие и реализация решений по оптимизации энергоснабжения и энергопотребления.

Здесь и далее следует понимать аббревиатуру АСКУЭ как «автоматизированные системы контроля и управления энергопотреблением». Таким образом, АСКУЭ ? это комплекс технических и программных средств, предназначенных для организации автоматического учета электроэнергии и автоматизированного управления процессом энергопотребления.

За рубежом точный аналог такого общего термина, как "АСКУЭ", отсутствует, и в конкретных областях применяются различные фирменные обозначения типа, например STOM (Serial Transmition of Original Meter Values ? последовательная передача оригинальных показаний счетчиков) фирмы "Landis&Gir". Наиболее близкой к термину "АСКУЭ" является, по-видимому, широко используемая аббревиатура AMR - Automatic Meter Reading (автоматическое чтение счетчиков), а к термину "автоматизация энергоучета" ? automation of powerme-tering (of energymetering) или automation of metering of electric power and energy (автоматизация измерения электрической мощности и энергии), или automation of metering of energy carrier (автоматизация измерения энергоносителей).

Использование учета электрической энергии позволяет получить открытую и оперативную картину о расходах электроэнергии и мощности, что является основой для внедрения энергосберегающих технологий. Кроме этого наличие АСКУЭ является необходимым для перехода на качественно новые формы оплаты за электроэнергию.

В структуре АСКУЭ в общем случае можно выделить четыре уровня (рисунок 1):

- первый уровень ? первичные измерительные приборы (ПИП) (как правило, счетчики) с телеметрическими или цифровыми выходами, осуществляющие непрерывно или с минимальным интервалом усреднения измерение параметров энергоучета потребителей (потребление электроэнергии, мощность и др.) по точкам учета;

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

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

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

Рисунок 1 ? Уровни АСКУЭ

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

2.1 Коммерческие и технические АСКУЭ

По назначению АСКУЭ предприятия подразделяют на системы коммерческого и технического учета. Коммерческим, или расчетным, учетом называют учет поставки/потребления энергии предприятием для денежного расчета за нее (соответственно приборы для коммерческого учета называют коммерческими, или расчетными). Техническим, или контрольным, учетом называют учет для контроля процесса поставки/потребления энергии внутри предприятия по его подразделениям и объектам (соответственно используются приборы технического учета).

Технический учет образует информационную базу для исполнения функций текущего управления, планирования, нормирования и анализа электропотребления. Ведение технического учета электроэнергии на промышленных предприятиях позволяет:

- определить нерациональное использование электроэнергии на отдельных технологических участках;

- вводить экономические факторы, стимулирующие экономию электроэнергии;

- экономить энергоресурсы и снизить потребление электроэнергии на выпуск готовой продукции.

Задача технического учета отличается большей размерностью и сложностью. Технический учет осуществляется в настоящее время счетчиками электрической энергии на уровне распределительных и трансформаторных подстанций (ТП). Эти счетчики не могут фиксировать электроэнергию, непосредственно израсходованную тем или иным цехом, так как каждый цех получает питание от нескольких ТП (или РП), каждая из которых, в свою очередь, питает несколько цехов.

Например, для схемы предприятия, изображенного на рисунке 2 электропотребление цеха 2 определяется по счетчику Wh2. Цех 1 питается как от ТП1 (счетчик Wh1), так и от ТП2 (разность показаний счетчиков Wh3 и Wh2). Таким образом, электропотребление цеха 1 можно определить по формуле

Цех 1 = Wh1+(Wh3-Wh2)



Счетчик Wh3 чаще всего устанавливается не на ТП, а на ГПП, т.е. на питающем конце кабеля.

Рисунок 2 ? Учет электроэнергии при техническом учете

Для осуществления разделения учета электроэнергии по цехам и технологическим установкам, как правило, необходимы дополнительная установка счетчиков, осуществление переключений и упорядочение подстанций.

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

Два вида учета, коммерческий и технический, имеют свою специфику. Коммерческий учет консервативен, имеет устоявшуюся схему энергоснабжения, для него характерно наличие небольшого количества точек учета, по которым требуется установка приборов повышенной точности, а сами средства учета нижнего и среднего уровня АСКУЭ должны выбираться из государственного реестра измерительных средств. Кроме того, системы коммерческого учета в обязательном порядке пломбируются, что ограничивает возможности внесения в них каких-либо оперативных изменений со стороны персонала предприятия. Технический учет, наоборот, динамичен и постоянно развивается, отражая меняющиеся требования производства; для него характерно большое количество точек учета с разными задачами контроля энергоресурсов, по которым можно устанавливать в целях экономии средств приборы пониженной точности. Технический контроль допускает использование приборов, не занесенных в Государственный реестр измерительных средств, однако при этом могут возникнуть проблемы с выяснением причин небаланса данных по потреблению энергоресурсов от систем коммерческого и технического учета. Отсутствие пломбирования приборов энергосбытовой организацией позволяет службе главного энергетика предприятия оперативно вносить изменения в схему технического контроля энергоресурсов, в уставки первичных измерительных приборов в соответствии с текущими изменениями в схеме энергоснабжения предприятия и спецификой решаемых производственных задач. Учитывая эту специфику коммерческого и технического учета можно оптимизировать стоимость создания АСКУЭ и ее эксплуатации.

2.2 Цели энергоучета

Можно выделить две цели, достигаемые с помощью контроля и учета поставки/потребления энергоресурсов, вне зависимости от используемых для этого технических средств:

- обеспечение расчетов за энергоресурсы в соответствии с реальным объемом их поставки/потребления;

- минимизация производственных и непроизводственных затрат на энергоресурсы.

Благодаря различным способам достижения цели минимизация затрат на энергоресурсы может быть реализована как без уменьшения объема потребления энергоресурсов, так и за счет уменьшение объема потребления энергоресурсов.

Эти цели достигаются благодаря решению следующих задач учета энергоресурсов и контроля их параметров.

2.3 Задачи систем контроля и учета

- Точное измерение параметров поставки/потребления энергоресурсов с целью обеспечения расчетов за энергоресурсы в соответствии с реальным объемом их поставки/потребления и минимизации непроизводственных затрат на энергоресурсы, в частности за счет использования более точных измерительных приборов или повышения синхронности сбора первичных данных.

- Диагностика полноты данных с целью обеспечения расчетов за энергоресурсы в соответствии с реальным объемом их поставки/потребления за счет повышения достоверности данных, используемых для финансовых расчетов с поставщиками энергоресурсов и субабонентами предприятия и принятия управленческих решений.

- Комплексный автоматизированный коммерческий и технический учет энергоресурсов и контроль их параметров по предприятию, его инфраструктурам (котельная и объекты жилкомбыта) и интраструктурам (цеха, подразделения, субабоненты) по действующим тарифным системам с целью минимизации производственных и непроизводственных затрат на энергоресурсы.

- Контроль энергопотребления по всем энергоносителям, точкам и объектам учета в заданных временных интервалах (5, 30 минут, зоны, смены, сутки, декады, месяцы, кварталы и годы) относительно заданных лимитов, режимных и технологических ограничений мощности, расхода, давления и температуры с целью минимизации затрат на энергоресурсы и обеспечения безопасности энергоснабжения.

- Фиксация отклонений контролируемых параметров энергоресурсов, их оценка в абсолютных и относительных единицах для анализа как энергопотребления, так и производственных процессов с целью минимизации затрат на энергоресурсы и восстановление производственных процессов после их нарушения из-за выхода контролируемых параметров энергоресурсов за допустимые пределы.

- Сигнализация (цветом, звуком) об отклонениях контролируемых величин от допустимого диапазона значений с целью минимизации производственных затрат на энергоресурсы за счет принятия оперативных решений.

- Прогнозирование (кратко-, средне- и долгосрочное) значений величин энергоучета с целью минимизации производственных затрат на энергоресурсы за счет планирования энергопотребления.

- Автоматическое управление энергопотреблением на основе заданных критериев и приоритетных схем включения/отключения потребителей-регуляторов с целью минимизации производственных затрат на энергоресурсы за счет экономии ручного труда и обеспечения качества управления.

- Поддержание единого системного времени с целью минимизации непроизводственных затрат на энергоресурсы за счет обеспечения синхронных измерений. Большинство действующих АСКУЭ промышленных предприятий в силу своих структурных и функциональных ограничений решают только часть рассмотренных задач.

2.4 Варианты организации и построения АСКУЭ

Варианты организации и построения АСКУЭ рассмотрены на примере систем учета электроэнергии.



2.4.1 Организация АСКУЭ с проведением опроса счетчиков через оптический порт (рисунок 3)

Рисунок 3 ? Организация опроса счетчиков через оптический порт

Это наиболее простой вариант организации АСКУЭ. Счетчики не объединены между собой. Между счетчиками и центром сбора данных нет связи. Все счетчики опрашиваются последовательно при обходе счетчиков оператором. Опрос производится через оптический порт с помощью программы, размещенной на переносном компьютере, которая формирует файл результатов опроса. На компьютере центра сбора данных необходимы программные модули, формирующие файл-задание на опрос и загружающие информацию в основную базу данных (БД). Синхронизация времени счетчиков происходит в процессе опроса со временем переносного компьютера. Синхронизация времени переносного компьютера со временем центра сбора данных производится в момент приема файлов заданий на опрос счетчиков. Данная схема построения автоматизированной системы является наиболее дешевой. Для максимальной экономии средств на создание АСКУЭ в этом варианте роль центра сбора данных можно возложить на переносной компьютер. Недостатками данного способа организации АСКУЭ является большая трудоемкость сбора данных со счетчиков и невозможность использования в системе дешевых индукционных или электронных счетчиков с импульсным выходом. Поэтому данную схему можно рекомендовать для организации системы коммерческого учета: используется небольшое количество дорогих коммерческих счетчиков, которые, как правило, уже содержат модуль запоминания информации и интерфейс обмена с ЭВМ.

Организация АСКУЭ с проведением опроса счетчиков через оптический порт позволяет решать следующие задачи:

- точное измерение параметров поставки/потребления;

- коммерческий и технический учет энергоресурсов по предприятию, его инфраструктурным элементам (котельная и объекты жилкомбыта, цеха, подразделения, субабоненты);

- контроль энергопотребления по точкам и объектам учета в заданных временных интервалах (30 минут, зоны, смены, сутки, декады, месяцы, кварталы и годы) относительно заданных лимитов и технологических ограничений мощности;

- обработку данных и формирование отчетов по учету электроэнергии;

- диагностику полноты данных;

- описание электрических соединений объектов и их характеристик;

- диагностику счетчиков;

- поддержание единого системного времени.

2.4.2 Организация АСКУЭ с проведением опроса счетчиков переносным компьютером через преобразователь интерфейсов, мультиплексор или модем

Счетчики, объединенные общей шиной RS-485, или по интерфейсу "токовая петля" на мультиплексор (например, типа МПР-16), или устройством сбора и подготовки данных (УСПД) могут располагаться в различных распределительных устройствах и опрашиваться один или несколько раз в месяц с помощью программы, размещенной на переносном компьютере, которая формирует файл результатов опроса (рисунок 4).

Между счетчиками и центром сбора данных нет постоянной связи. УСПД выполняет роль коммуникационного сервера. На компьютере центра сбора данных необходимы программные модули, формирующие файл-задание на опрос и загружающие информацию в основную БД. Синхронизация времени счетчиков происходит в процессе опроса со временем переносного компьютера. Синхронизация времени переносного компьютера со временем центра сбора данных производится в момент приема файлов заданий на опрос счетчиков. Выделенный компьютер для центра сбора данных в этом варианте также может отсутствовать, его роль может выполнять переносной компьютер.

Рисунок 4 ? Организация опроса счетчиков персональным компьютером через преобразователь интерфейсов, мультиплексор или модем

Организация АСКУЭ с проведением опроса счетчиков переносным компьютером через преобразователь интерфейсов, мультиплексор или модем позволяет решать следующие задачи:

- точное измерение параметров поставки/потребления;

- коммерческий и технический учет энергоресурсов по предприятию, его инфраструктурным элементам (котельная и объекты жилкомбыта, цеха, подразделения, субабоненты);

- контроль энергопотребления по точкам и объектам учета в заданных временных интервалах (30 минут, зоны, смены, сутки, декады, месяцы, кварталы и годы) относительно заданных лимитов и технологических ограничений мощности;

- обработку данных и формирование отчетов по учету электроэнергии;

- диагностику полноты данных;

- описание электрических соединений объектов и их характеристик;

- диагностику счетчиков;

- поддержание единого системного времени.

2.4.3 Организация АСКУЭ с проведением автоматического опроса счетчиков локальным центром сбора и обработки данных

Счетчики постоянно связаны с центром сбора данных прямыми каналами связи и опрашиваются в соответствии с заданным расписанием опроса (рисунок 5). Первичная информация со счетчиков записывается в БД. Синхронизация времени счетчиков происходит в процессе опроса со временем компьютера центра сбора данных. В качестве компьютера центра сбора данных используется локальная ПЭВМ. На ней же происходит обработка данных и ведение БД. В зависимости от количества пользователей, количества счетчиков и интервалов их профиля, квалификации пользователей, сложности математической обработки и т.д. Локальная БД может функционировать либо под MS Access, либо под СУБД ORACLE8.X. Сбор данных в БД происходит периодически с заданными интервалами.

Рисунок 5 ? Организация автоматического опроса счетчиков локальным центром сбора и обработки данных



Организация АСКУЭ с проведением автоматического опроса счетчиков локальным центром сбора и обработки данных позволяет решать следующие задачи:

- точное измерение параметров поставки/потребления;

- комплексный автоматизированный коммерческий и технический учет энергоресурсов по предприятию, его инфраструктурным элементам (котельная и объекты жилкомбыта, цеха, подразделения, субабоненты);

- контроль энергопотребления и параметров качества электроэнергии (ПКЭ) по точкам и объектам учета в заданных временных интервалах (5 минут, 30 минут, зоны, смены, сутки, декады, месяцы, кварталы и годы) относительно заданных лимитов и технологических ограничений мощности;

- обработка данных и формирование отчетов по учету электроэнергии и контролю ПКЭ;

- фиксация отклонений контролируемых параметров энергоресурсов, их оценка в абсолютных и относительных единицах для анализа как энергопотребления, так и производственных процессов;

- сигнализация (цветом, звуком) об отклонениях контролируемых величин от допустимого диапазона значений;

- диагностику полноты данных;

- описание электрических соединений объектов и их характеристик;

- параметризацию коммуникаций и характеристик опроса;

- диагностику системы;

- поддержание единого системного времени.

2.4.4 Организация многоуровневой АСКУЭ для территориально распределенного среднего и крупного предприятия или энергосистемы

Основная часть счетчиков постоянно связана с центрами сбора данных первого уровня прямыми каналами связи и опрашивается в соответствии с заданным расписанием опроса, как в третьем способе организации АСКУЭ (рисунок 6).

Рисунок 6 ? Организация многоуровневой АСКУЭ для территориально распределенного среднего и крупного предприятия или энергосистемы

Между некоторыми счетчиками и центром сбора данных первого уровня может не быть постоянной связи, они могут опрашиваться с помощью переносного компьютера, как во втором способе организации АСКУЭ. Первичная информация со счетчиков записывается в БД центров сбора данных первого уровня, на них же происходит обработка данных. В центрах сбора данных второго уровня осуществляется дополнительное агрегирование и структурирование информации, запись ее в БД центров сбора данных второго уровня. При таком способе организации АСКУЭ в качестве БД рекомендуется использовать СУБД ORACLE8.X.

Основная конфигурация программного комплекса Альфа ЦЕНТР позволяет организовать параллельный сбор данных по 4, 8, 16, 32 каналам связи. При 16, 32 каналах необходимо использовать отдельную ЭВМ в качестве коммуникационного сервера. Каналы связи могут быть выделенными, коммутируемыми, а также может использоваться прямое соединение.

Параметры каждого канала настраиваются индивидуально, в зависимости от типа линии и ее характеристик. В системе может параллельно работать несколько коммуникационных серверов. При этом описание всех параметров системы сбора данных, описание всех электрических и расчетных схем объектов, а также все первичные и расчетные данные хранятся только на сервере БД и приложений центра сбора данных.

Центры сбора данных, как правило, выполняют только функции сбора и обработки данных, АРМы пользователей подключаются к ним по локальной сети. При небольшом количестве счетчиков на объекте центр сбора данных первого уровня может выполнять функции АРМа. Центры сбора данных 1-го уровня связаны с центрами сбора данных 2-го уровня каналами связи. Каналы связи могут быть выделенными, коммутируемыми, прямым соединением по локальной сети. Сервер сбора данных центра сбора данных 2-го уровня автоматически запрашивает необходимую информацию из БД центров сбора данных 1-го уровня в соответствии с установленным расписанием.

Организация многоуровневой АСКУЭ для территориально распределенного среднего и крупного предприятия или энергосистемы позволяет решать следующие задачи:

- точное измерение параметров поставки/потребления;

- комплексный автоматизированный коммерческий и технический учет энергоресурсов по предприятию, его инфраструктурным элементам (котельная и объекты жилкомбыта, цеха, подразделения, субабоненты);

- ведение договоров и формирование платежных документов для расчетов за электроэнергию;

- контроль энергопотребления и ПКЭ по точкам и объектам учета в заданных временных интервалах (5 минут, 30 минут, зоны, смены, сутки, декады, месяцы, кварталы и годы) относительно заданных лимитов и технологических ограничений мощности;

- сопровождение нормативно - справочной информации;

- обработку данных и формирование отчетов по учету электроэнергии и контролю ПКЭ;

- фиксацию отклонений контролируемых параметров энергоресурсов, их оценка в абсолютных и относительных единицах для анализа как энергопотребления, так и производственных процессов;

- сигнализацию (цветом, звуком) об отклонениях контролируемых величин от допустимого диапазона значений;

- диагностику полноты данных;

- описание электрических соединений объектов и их характеристик;

- параметризацию коммуникаций и характеристик опроса;

- диагностику системы;

- поддержание единого системного времени.

2.5 Однородная система

При создании АСКУЭ для реализации элементов разных уровней системы можно использовать различные технические решения от различных поставщиков, предлагающих минимальные цены. Такая система называется неоднородной. Она будет стоить, действительно, довольно дешево, однако стоит подумать, прежде чем поспешно соглашаться на этот вариант.

Эксплуатировать такую систему будет сложно и дорого. Вот несколько примеров этого утверждения:

- необходимо освоить и постоянно использовать множество различных программных средств для работы с этим различным оборудованием;

- необходимо поддерживать наличие большого ассортимента электронных элементов для текущего ремонта и обслуживания;

- затруднено обучение и повышение квалификации персонала, поскольку оно будет проходить в разных организациях,

- увеличивается время разработки системы (за счет необходимых согласований) и проведения пуско-наладочных работ;

- получение консультаций и устранение неполадок в ходе эксплуатации связано с привлечением большого количества специалистов.

Экономия денежных средств на начальном этапе оборачивается финансовыми потерями (в том числе и скрытыми) в ходе эксплуатации. Наиболее предпочтительным в этом случае является использование технических решений, которые позволяют строить АСКУЭ как однородную систему, т.е. установить в каждом объекте учета одинаковое программное обеспечение, базирующееся на однородных аппаратных средствах. Это дает возможность поэтапной автоматизации бизнес-процессов, связанных с учетом электроэнергии и контролем ее параметров, возможность поэтапного построения АСКУЭ и введения ее в промышленную эксплуатацию; уменьшает стоимость пуско-наладки системы; так как программное обеспечение начинает работать сразу и сразу предоставляет требуемую информацию, уменьшает стоимость эксплуатации АСКУЭ. По мере роста системы, реализации связи между центрами сбора данных они гарантированно включаются в единый технологический процесс.

автоматизированный учет контроль энергопотребление



3. Назначение АСКУЭ

3.1 Целесообразность введения автоматики

В ходе проектирования любой автоматизированной системы разработчик должен решить важный вопрос: какая степень автоматизации в системе управления данным объектом необходима? Степень автоматизации может изменяться в широких пределах от систем, в которых все функции по управлению выполняются человеком, до систем, в которых все эти функции реализуются автоматически. С одной стороны, современные средства автоматики не всегда могут заменить человека в системе управления. С другой стороны, существуют объекты, управлять которыми человек не может из-за своих ограниченных возможностей. Наиболее эффективно разумное сочетание человека и автоматики в системах управления.

Условия, при которых управление с помощью автоматики является необходимым, следующие:

Физиологические и психологические возможности человека (мускульные усилия, скорость переработки информации, скорость реакции, способность восприятия информации, закодированной в том или ином физическом виде, работоспособность и т.п.) для управления данным объектом или процессом являются недостаточными.

Система управления может находиться в среде, опасной для жизни и здоровья человека. В этом случае разработчик выясняет возможности оздоровления и облегчения условий труда в системе управления, повышения техники безопасности с помощью автоматики.

Участие человека в управлении объектом может требовать от него весьма высокой квалификации. На некоторых производствах имеются уникальные специалисты, участие которых в процессе управления позволяет достичь решений, близких к оптимальным. Этих людей нелегко заменить. Трудно, например, переоценить значение мастера, управляющего процессом плавки в доменной печи, работа которого, основанная целиком на колоссальном опыте и интуиции, граничит с искусством. Подготовка таких специалистов почти не планируема: специалист подобного типа, как и поэт, должен обладать как минимум талантом. Если бы удалось описать их коллективный опыт хотя бы в эвристической форме, то и этих специалистов могла бы заменить автоматика. При этом, однако, следует еще выяснить, что больше ? потери от нехватки уникальных специалистов или затраты на разработку и эксплуатацию автоматической системы, заменяющей их труд.

Имеется нехватка трудовых ресурсов (например, при создании промышленных объектов в неосвоенных или отдаленных районах).

Автоматика необходима при управлении объектом в критических и аварийных ситуациях. Специалист, прекрасно справляющийся со своими обязанностями в обычных условиях, может в аварийных ситуациях оказаться неспособным к принятию правильных решений по управлению под влиянием различных психологических и физиологических факторов. Примером этого может служить энергетическая катастрофа, разразившаяся в США в 1965 г., когда диспетчерская служба, вполне удовлетворительно справляющаяся с системой, работающей в нормальном режиме, не смогла предотвратить развитие аварии, принесшей стране громадные убытки.

В ходе переговоров о параметрах разрабатываемой системы заказчик должен описать возможные аварийные ситуации и их последствия. Наличие таких ситуаций может оказаться определяющим при решении вопроса о необходимости автоматизации, если потери в результате возможной аварии превышают расходы на автоматику.

Как правило, при управлении объектом может быть сформулирован некоторый критерий качества управления. Этот критерий либо имеет стоимостное выражение, либо выражается в виде задачи оптимизации некоторых параметров, на значения которых непосредственно воздействует система управления (при этом значения параметров как-то связаны со стоимостной оценкой). Пусть объект управления таков, что имеется принципиальная возможность управлять им вручную. Однако человек, управляя объектом, принимает неоптимальные решения с точки зрения критерия управления. Если автоматика позволяет существенно улучшить качество управления, то применение ее становится целесообразным. Заказчик только должен сопоставить в денежном выражении выигрыш от улучшения качества управления с расходами на автоматизацию (учитывая принятые сроки окупаемости). Если в результате этого сопоставления он выявит экономический выигрыш от автоматизации управления, то человек в системе управления частично или полностью должен быть заменен автоматикой.

В заключение приводится таблицу, показывающую некоторые функциональные возможности человека и ЭВМ. Таблицы такого типа помогают разработчикам правильно оценивать степень необходимой автоматизации в системе управления.

Таблица 2

Сравнение функциональных возможностей человека и ЭВМ

Человек имеет преимущество в следующих функциях	Машины имеют преимущество в следующих функциях
Обнаружение сигналов в условиях сильного «шума» (например, отраженного сигнала на индикаторе радиолокационной станции в условиях радиопомех, засветки от земли и помех от морской поверхности). Опознавание объектов, применяющихся в условиях восприятия, (например опознавание замаскированных объектов при обработке фотоснимков). Действия в условиях неожиданных событий, например при выборе путей для устранения неполадок или для ответа на возникновение необычных ситуаций. Способность рассуждать индуктивно ? делать заключения об общем состоянии, исходя из отдельных симптомов. Способность учиться на опыте - модифицирование поведения на основе результатов ранее происходивших событий. Оригинальность мышления - способность находить новые, совершенно различные решения проблем. Гибкость в действиях, например приобретение новых навыков через одни лишь письменные или устные процедурные указания. Способность работать в условиях перегрузок, например в условиях множества радиолокационных целей сосредотачиваться только на угрожающих, игнорируя второстепенные цели.	Реагирование с минимальной задержкой (несколько микросекунд; у человека ? около 200 мс). Точность в выполнении повторных действий - человек в подобной ситуации заведомо склонен к ошибкам. Накопление больших количеств данных и оперирование ими. Контроль (способность человека контролировать редко возникающие явления очень мала). Дедуктивное рассуждение ? определение принадлежности элемента к некоторому классу. Чувствительность к стимулам ? машина может воспринимать такие формы энергии, которые лежат вне диапазона сенсорных возможностей человека, например инфракрасные лучи и радиоволны. Использование мощных силовых устройств, например реактивных двигателей в современных самолетах.

Какая степень автоматизации должна быть выбрана при разработке систем АСКУЭ? Для ответа на этот вопрос необходимо вспомнить основные функции АСКУЭ: сбор данных об энергопотреблении (учет), а также проведение анализа и управления процессом энергоснабжения предприятия. Учет сопряжен с накоплением и оперированием большими объемами данных, здесь ЭВМ имеют несомненные преимущества перед человеком. Поэтому учет возможно сделать практически полностью автоматическим.

Однако при осуществлении управления энергоснабжением предприятия невозможно обойтись без участия человека. В программу ЭВМ невозможно (или очень сложно) вложить все тонкости требований технологического процесса, сложно алгоритмически описать последствия (ущербы) от тех или иных действий автоматики. Без опыта человека-специалиста, без его способности обучаться и находить нетривиальные выходы их сложившихся нестандартных ситуаций автоматическое управление не будет оптимальным. На ЭВМ в этом случае ложится задача помочь человеку реализовать функции управления (подготовка данных в виде, удобном для анализа оператором, нахождение ошибочных данных и тестирование работы системы, прогнозирование изменения отдельных параметров, протоколирование и контроль правильности действий оператора). Таким образом, в управлении процессом энергоснабжения предприятия должно быть найдена оптимальная степень автоматизации, оптимальное сочетание участия человека-оператора и ЭВМ.



3.2 Экономическая эффективность АСКУЭ промышленных предприятий

Смысл создания и использования АСКУЭ заключается в постоянной экономии энергоресурсов и финансов предприятия при минимальных начальных денежных затратах. Величина экономического эффекта от использования АСКУЭ достигает по предприятиям в среднем 15?30% от годового потребления энергоресуров, а окупаемость затрат на создание АСКУЭ происходит за 2?3 квартала. На сегодняшний день АСКУЭ предприятия является тем необходимым механизмом, без которого невозможно решать проблемы цивилизованных расчетов за энергоресурсы с их поставщиками, непрерывной экономии энергоносителей и снижения доли энергозатрат в себестоимости продукции предприятия.

Уровень энергопотребления предприятия складывается из двухсоставляющих: базовой и организационно-технической (рисунок 7).

Базовая составляющая определяется энергоемкостью установленноготехнологическогооборудования.

Организационно-техническая составляющая (ОТС) определяется режимами эксплуатации оборудования, которые задаются персоналом предприятия, исходя из производственных и личных интересов и потребностей. Изменение первой (базовой) составляющей энергопотребления требует замены устаревшего энергоемкого оборудования и техпроцесса более современными и менее энергоемкими. Это связано с модернизацией производства и привлечением крупных инвестиций, что в условиях нашей экономики проблематично. Поэтому необходимо обратить внимание на возможности минимизации ОТС уровня энергопотребления предприятия, которые не требуют крупных денежных затрат, но при реализации дает быстрый практический эффект. Актуальность минимизации этой составляющей сохраняется и после сокращения базового энергопотребления в результате модернизации производства.

Рисунок 7 ? Составляющие электропотребления предприятия

OTC уровня энергопотребления предприятия имеет, по крайней мере, шесть основных частей:

Договорная, фиктивная составляющая связана с расчетами за энергоресурсы с поставщиками не по фактическим значениям энергопотребления, а по договорным и, как правило, существенно завышенным значениям, что приводит потребителя к финансовым потерям.

Эта составляющая потерь сводится к минимуму (и даже к нулю) при организации АСКУЭ коммерческого учета.

Тарифная составляющая, связанная с расчетами за энергоресурсы с поставщиком по фактическим значениям энергопотребления, но не по самому выгодному для потребителя тарифу из-за отсутствия учета, способного реализовать этот лучший тариф. Эта составляющая потерь сводится к нулю при организации АСКУЭ коммерческого учета, способной отслеживать любые действующие и перспективные тарифы.

Режимно-тарифная составляющая, связанная с возможностью изменения режимов работы оборудования по времени и величине энергопотребления в заданных зонах суток (пиковых зонах) с целью минимизации тарифных платежей в рамках одного и того же тарифа. Эта составляющая потерь сводится к минимуму при организации АСКУЭ коммерческого и технического учета с элементами прогнозирования и анализа состава нагрузок.

Технологическая составляющая, связанная с нарушением технологического цикла и неэффективным использованием оборудования. Эта составляющая потерь сводится к минимуму при организации АСКУЭ глубокого (до уровня цехов, участков и крупных энергоустановок) технического учета, а так же с ведением хозрасчета по энергоресурсам между подразделениями предприятия или норм потребления энергоресурсов подразделениями предприятия.

Личностная составляющая, связанная с использованием персоналом производственного оборудования в личных целях. Эта составляющая потерь сводится к минимуму при организации АСКУЭ глубокого технического учета с расчетом реальных удельных норм на выпуск единицы продукции.

Бесхозная составляющая, связанная с незаинтересованностью, безразличием персонала на рабочих местах к энергопотерям разного вида. Эта составляющая сводится к минимуму при организации АСКУЭ технического учета с введением внутреннего хозрасчета по энергоресурсам между подразделениями предприятия или норм потребления энергоресурсов подразделениями предприятия при материальном стимулировании работников по показаниям АСКУЭ за экономию энергоресурсов (премирование). На различных промышленных предприятиях указанные составляющие энергопотерь имеют разный удельный вес в рамках OTC, но в целом могут достигать 15-30 и более процентов от общего энергопотребления предприятия. Учет, контроль и минимизация этих составляющих возможны только при автоматизации энергоучета, и являются одной из главных целей создания АСКУЭ на предприятии и его объектах.



3.3 Энергоучет ? инструмент энергосбережения

Постоянное удорожание энергоресурсов требует от промышленных предприятий разработки и внедрения комплекса мероприятий по энергосбережению, включающих жесткий контроль поставки/потребления всех видов энергоресурсов, ограничение и снижение их доли в себестоимости продукции. Современная АСКУЭ является измерительным инструментом, позволяющим экономически обоснованно разрабатывать, осуществлять комплекс мероприятий по энергосбережению, своевременно его корректировать, обеспечивая динамическую оптимизацию затрат на энергоресурсы в условиях изменяющейся экономической среды, таким образом АСКУЭ является основой системы энергосбережения промышленных предприятий.

Первый и самый необходимый шаг в этом направлении, который надо сделать уже сегодня, ? это внедрить автоматизированный учет энергоресурсов, позволяющий учитывать и контролировать параметры всех энергоносителей по всей структурной иерархии предприятия с доведением этого контроля до каждого рабочего места. Благодаря этому будут сведены к минимуму производственные и непроизводственные затраты на энергоресурсы, это позволит решать спорные вопросы между поставщиком и потребителем энергоресурсов не волевыми, директивными мерами, а объективно на основании объективного автоматизированного учета.

3.4 Переход на зонный тариф

С середины 90-х годов стоимость электроэнергии стала неуклонно возрастать. Возрастала и доля электроэнергии в себестоимости практически любой выпускаемой продукции. Для обеспечения более равномерного потребления электроэнергии Постановлением Федеральной энергетической комиссии (ФЭК) с 01.10.97 введены трехзонные тарифы. Это Постановление в определенной степени должно стимулировать потребителей электроэнергии снижать потребление в часы максимальных нагрузок и увеличить потребление в менее загруженные часы суток.

Осуществить эффективное управление электропотреблением в современных условиях невозможно без внедрения расчетов по дифференцированным тарифам. Ведение дифференцированных по зонам суток тарифов подразумевает использование разных тарифных ставок за потребленную электроэнергию в зависимости от времени суток.

Потребление электроэнергии в энергосистемах в течении суток неравномерно и имеет, как правило три режима: режим малого потребления, режим среднего потребления и режим максимального потребления электроэнергии.

В соответствии с этими режимами электропотребления, сутки разбиваются на следующие зоны:

- зону минимального потребления электроэнергии ? часы ночной тарифной зоны;

- зону среднего потребления электроэнергии ? часы полупиковой тарифной зоны;

- зону максимального потребления электроэнергии ? часы пиковой тарифной зоны.

Как правило, выделяются часы утреннего и вечернего максимального потребления (утренняя и вечерняя пиковые зоны). Загрузка генерирующих мощностей в часы максимума в несколько раз выше, чем в часы ночного минимума

Одной из главных причин введения дифференцированных тарифов является стремление к выравниванию графика нагрузки в энергосистемах, что позволяет откладывать ввод новых генерирующих мощностей за счет уменьшения потребления электроэнергии в часы максимума. Для этого необходимо, чтобы потребители электроэнергии изменили графики электропотребления собственного производства, т.е. перевели энергоемкие производства из зон максимального потребления электроэнергии в зоны среднего и минимального потребления. Это будет возможно только в том случае, если потребителю это будет экономически выгодно.

Введением разных тарифных ставок в зависимости от времени суток достигается экономический эффект как у потребителей, так и у производителей электроэнергии. Потребитель получает возможность маневрировать своим энергопотреблением, изменяя технологический цикл, для получения наибольшей экономии средств.

Тарифы на электроэнергию ежегодно утверждаются Региональной энергетической комиссией. Для сравнения можно привести выдержки из тарифа для Кировской области на 2005 год (таблица 3).

Таблица 3

Стоимость кВт•ч для промышленных предприятий по дифференцированному тарифу

Тарифная зона	Стоимость кВт•ч электроэнергии при питании на напряжении, кВ
	110 и выше	35	20,1	0,4
пиковая зона	1,76	2,46	2,53	2,83
полупиковая зона	0,94	1,35	1,40	1,64
ночная зона	0,62	0,86	0,87	1,13
субботний пик	1,23	1,72	1,77	1,98

Для базовых промышленных предприятий, питающихся на напряжении 110 кВ и выше, стоимость электроэнергии в полупиковой тарифной зоне равна 92,5 коп.

Расписание тарифных зон, т.е. включение того или иного тарифа для учета электроэнергии, определяется Региональными энергетическими комиссиями.

Из приведенного выше соотношения тарифных ставок видна возможность получения существенной экономии средств потребителя электроэнергии при переходе на расчет по дифференцированным тарифам. При использовании тарифных зон при расчете за электроэнергию, затраты предприятия за потребленную электроэнергию по разным оценкам снижаются на 15?30%, что позволяет окупить затраты на установку новых счетчиков в течение нескольких кварталов.