Автоматизация технологических процессов и производств

I уровень – первичные измерительные приборы (ПИП) с телеметрическими или цифровыми выходами, осуществляющие непрерывно или с минимальным интервалом усреднения измерение параметров энергоучета потребителей (потребление электроэнергии, мощность, давление, температуру, количество энергоносителя, количество теплоты с энергоносителем) по точкам учета (фидер, труба и т.п.).

II 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.

III 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.

IV 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 энергоресусы.

231

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 (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 выделенными, коммутируемыми каналами связи или по локальной сети.

Структура АСКУЭ совпадает с структурой АСУ ТП, АСУП. Поэтому в перспективе появятся интегрированные системы управления производством.

13.3. КОММЕРЧЕСКИЕ И ТЕХНИЧЕСКИЕ АСКУЭ

По назначению АСКУЭ предприятия подразделяют на системы коммерческого и технического учета. Коммерческим, или расчетным, учетом называют учет поставки/потребления 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). 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 из-

232

мерительных 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 госреестр измерительных средств, однако при этом могут возникнуть проблемы с выяснением причин дисбаланса 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.

Внедрение только коммерческого учета не дает достаточной информации для осуществления мероприятий по энергосбережению на предприятии. Это обусловлено, тем что невозможно:

гибко регулировать потребление электроэнергии и других энергоресурсов с учетом реальной загрузки предприятия;

оперативно учитывать потребление энергии и мощности отдельными подразделениями предприятия;

составить реальный план отключения электроустановок в пиковые часы нагрузки при повышенной договорной мощности.

Внедрение АСКУЭ технического учета дает реальный инструмент, позволяющий разработать мероприятия по энергосбережению:

вести круглосуточный контроль за соблюдением заданного потребления энергии, мощности и балансов энергоресурсов;

233

определить критические временные интервалы потребления энергии и мощности по отдельным структурным подразделениям и по предприятию в целом;

провести анализ нагрузок по тарифным зонам и рабочим сменам предприятия и определить непроизводственные потери энергии;

вести контроль за соблюдением заданного режима работы компенсирующих устройств;

определить методы снижения заявленной мощности и потребления энергоресурсов;

разработать оптимальный режим работы энергооборудования. Многие предприятия стремятся выйти на оптовый рынок энергии и мощности (ОРЭМ), чтобы уйти от перекрестного субсидирования

в регионе. Но для этого нужно, чтобы выполнялись следующие условия: наличие сертифицированных АСКУЭ; суммарная присоединенная мощность потребителя должна

составлять не менее 25 МВА; не более 30 % заявленного почасового потребления можно по-

треблять на ОРЭМе (на переходный период).

Расчеты между участниками коммерческого оптового рынка электроэнергии производятся за каждый часовой интервал. Дискретность сбора информации – 1 сутки. Информация должна поступать в финансово-расчетную систему до 14–15 часов суток, следующих за расчетными сутками. Для централизованных расчетов с ОРЭМ создано некоммерческое партнерство «Администратор торговой системы оптового рынка электроэнергии ЕЭС» (НП «АТС»).

13.4. ПЕРВИЧНЫЕ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ ПРИБОРЫ

На первом (полевом) уровне АСКУЭ используются различные первичные датчики и измерительные приборы. Это электросчетчики, расходомеры, датчики давления, датчики температуры, теплосчетчики и др. Информация с первичных измерительных приборов (ПИП) может следовать в аналоговой форме, числоимпульсном или цифровом коде. Подробно с ПИП можно познакомиться в учебном пособии [9].

234

13.5. ПЕРВЫЕ РОССИЙСКИЕ АСКУЭ

Первые отечественные системы АСКУЭ для учета электроэнергии типа ИИСЭ1-48 состояли из счетчиков с датчиками импульсов, напрямую соединенными двухпроводными линиями связи с центральным вычислительным устройством. Система позволяла получить нарастающий итог потребления энергии по фиксированным и запрограммированным на заводе-изготовителе расчетным группам, осуществить дифференцированный по трем зонам суток учет и фиксировать максимум потребляемой мощности по двум временным зонам суток.

Недостатки системы ИИСЭ1-48: повышенный расход кабельной продукции;

необходимость перезапуска системы при обрыве связи на любом участке внутри системы с участием Госстандарта;

необходимость считывать показания первичных счетчиков

исравнивать с автоматизированным итогом для проверки правильности работы системы;

необходимость внутреннего перемонтажа системы наладчиками при любых изменениях системы учета, состава расчетных групп, коэффициентов трансформации ТТ и ТН.

ВКТС ИИСЭ2М появились многоканальные счетчики Ф4400М – Ф4405М, цифро-аналоговые измерительные преобразователи с регистрирующими приборами Ф44077, вычислителями на модулях КАМАК.

На рис. 13.1 представлен вариант многоуровневой региональной автоматизированной системы учета выработки и отпуска энергии, на рис. 13.2 – АСКУЭ для отдельного предприятия, реализованные на КТС «Энергия», серийно выпускаемом Пензенским приборостроительным заводом (ПО «Старт»). Данный КТС сменил комплексы технических средств ИИСЭЗ-64, ИИСЭ 2М, СИМЭК, САУКЭ, УТ5000 и другие. Одновременный учет электроэнергии

ирасходов жидких и газообразных энергоносителей позволяет производить расчет показателей как в реальном времени, так и в рас-

235

четные периоды (смена, сутки, декада, месяц, квартал, год). Комплекс обеспечивает дискретность задания временных границ тарифных зон суток 30 мин, задание временных границ смены – 5 мин. В рис. 13.1 и 13.2 используются следующие обозначения:

Ai, Bi – устройства сбора данных (УСД) частотно-импульсных сигналов от счетчиков эл. энергии, аналоговых сигналов, от датчиков давления, разницы давлений, температуры, дискретных сигналов состояния электрооборудования и другой аппаратуры.

СВК – специализированный вычислительный комплекс (первоначально ДВК-3, далее IBM PC – совместимые персональные компьютеры на основе), функции которого состоят в том, чтобы:

принимать информацию от УДС на специальные платы вводавывода по каналу RS232C (до 12 счетчиков электроэнергии). С помощью специально поставленного программного обеспечения СВК вычислять до 12 параметров по каждому каналу учета, в том числе приращение энергии за 5 и 30 минут, за сутки и другой расчетный период. Данные отдельных каналов можно суммировать, рассчитывая по группе до 80 параметров (для 32 групп возможно).

выдавать управляющие сигналы («сухой» контакт по одному на группу) в случае превышения мощности за расчетный период лимитированной. Массив параметров для расчета оператор задает в диалоговом режиме, параметры хранятся в S-MOS RAM (при исчезновении питания хранение до 12 часов) и защищены от несанкционированного доступа.

Перечень возможных выходных документов АСКУЭ «Энергия»: графики 5-, 30-минутных средних мощностей по группе и по

каналу за текущие и предыдущие сутки; графики средних суточных, месячных мощностей по группе

и по каналу; статические графики 30-минутных средних мощностей по

группе и по каналу (выборка за 10 суток); диспетчерская мнемосхема электрических подстанций и фи-

деров с указанием 30-минутных потоков активной (реактивной) мощности за любые 30 мин текущих или 10 прошедших суток;

236

анализ электропотребления по установленным лимитам; оперативный анализ по группам и каналам с дискретностью

5 мин;

описание каналов и групп; протокол работы УСД и каналов и др.

Выходной сигнал УСД КТС «Энергия» на нагрузке 1 кОм не менее 20 4 В и при измерениях нагрузки от 0,5 до 5, 7 кОм поддерживается постоянным и передается со скоростью 100 бит/с.

УСД Е443М принимает до 16 числоимпульсных сигналов, обрабатывает и упаковывает их на выходной двоичный код. Кроме того, Е443М принимает до 8 дискретных сигналов.

УСД КТС «Энергия» по своей архитектуре – обычный программируемый контроллер, в котором: МП К580ВМ 80А, параллельный интерфейс КР 580ВВ55А последовательный порт КР580 ВВ51А, контроллер прерываний КР580ВМ59, системный контроллер КР580ВК28, программируемый таймер КР580ВЧ53, генератор КР580ГФ24, регистры КР580ЧР82. Применяются микросхемы: 155, 555, коммутатор 561, счетчики, серии 176, 140, 1113 (10 разр. АЦП), 573 (ПЗУ и ОЗУ) и др. УСД опрашивает числоимпульсные входы со счетчиков с частотой 64 Гц, аналоговые входы с периодом не более 10 с, выходной код для повышения надежности передается дважды с периодичностью 15 с.

Для небольших предприятий концентратор информации (УСД) и СВК объединяются в один блок «Энергия-микро», в котором используются микропроцессор К1821ВМ85 или однокристальная ЭВМ 1816 ВЕ51. Данный блок может принимать 16 импульсных сигналов или 8 аналоговых, оснащен клавиатурой и индикацией, программируется на месте эксплуатации. Может использоваться и автономно. Блок может подключаться к телефонному HAYES – совместимому модему для передачи информации в центр учета и контроля.

Для пространственно рассредоточенных нетелефонизированных объектов, на которых прокладка проводных линий связи экономически невыгодна, разработан КТС «Энергия-радио» (КТС «Карат»), когда связь в системе организуется радиостанциями «Лен-В» 1Р21СНА, «Маяк» 16Р22С1, «Эстакада» 18Р22С2 в диапазоне УКВ.

239

В процессе эксплуатации обнаруживается потребность иметь информацию по энергопотреблению большого числа абонентов. Поэтому уже созданы специализированные сетевые программные пакеты для многопользовательского доступа к информации АСКУЭ (до 25 пользователей по ЛВС). Обычно в КТС «Энергия» реализуется ЛВС при методе множественного доступа с контролем несущей и обнаружением кол-

лизий с ОС Net Ware Lite (рис. 13.1).

АСКУЭ на основе КТС «Энергия» была внедрена на многих предприятиях и территориальных энергетических сетях России, в том числе в АО «Лукойл-ПНОС», АО «Минеральные удобрения», АО «Пермские моторы», АО «Привод» и др.

Приведем некоторые цены на изделия КТС «Энергия» по состоя-

нию на 1.01.2002.

УСД Е443М3 – 13300 руб., «Энергия-микро» – 25200 руб., плата ввода для IBM PC – 9000 руб., базовое программное обеспечение (версия 5.12) – 20160 руб. Поставляется ряд прикладных программных продуктов.

Устройства сбора данных в КТС «Энергия» Е441 М1, Е443, Е443 М1, Е443М2, УСДУ-16 имели ряд недостатков, которые снижали надежность работы АСКУЭ:

не имели энергонезависимого ОЗУ и архивации данных; не было УСПД с цифровыми входами, т.е. не было возмож-

ности конфигурирования и перепрограммирования цифровых счетчиков;

требуют круглосуточной работы системного блока компьютера на верхнем уровне;

симплексная организация связи между УСД и компьютером не обеспечивает сохранение информации при повреждении линии связи;

большая погрешность передачи данных, вызванная отсутствием синхронизации между системным временем компьютера и асинхронной симплексной передачей данных УСД.

долгое время в КТС использовалось ПО MS DOS, хотя среда WINDOWS обеспечивает применение многих наработанных графических и других приложений.

240