Добавил:
Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:
коваль.docx
Скачиваний:
23
Добавлен:
05.03.2016
Размер:
67.38 Кб
Скачать

2. Схеми включення трифазних лічильників в електроустановках напругою 380/220 в

 

У трифазних чотирипровідних мережах напругою 380/220 В для вимірювань електричної енергії застосовують лічильники прямого (безпосереднього) включення. Їх називають прямоточними. Крім того, використовують лічильники, що підключаються до мережі через ТТ. Їх називають універсальними або трансформаторними.

Лічильники прямого включення розраховані на номінальні струми 5, 10, 20, 50 А. Підключення струмового ланцюга цих лічильників здійснюється послідовно з мережевими провідниками і обов'язковим дотриманням полярності (рис. 14 ).

Вимірюється енергія дорівнює різниці показань рахункового механізму за розрахунковий (обліковий) період: Δ W = П К - П Н = Δ П.

Підключення зі зворотним полярністю однієї з струмових ланцюгів лічильника призводить до значного недоучету електроенергії. Обов'язкове дотримання прямого порядку чергування фаз напруг на колодці затискачів лічильника. Зміна порядку чергування фаз напруг на колодці затискачів лічильника здійснюється зміною місць підключення відповідно двох проводів одного елемента з двома провідниками іншого запису.

 

Рис. 14. Схема вмикання прямоточного лічильника типу СЕТ4-1

На рис. 15 зображені схема включення трансформаторного лічильника (а) і векторна діаграма (б), яка відповідає індуктивному характеру навантаження у разі фазового зсуву, рівного 30 °. Схема включення виконана десятіпроводной. Струмові кола лічильника гальванічно не пов'язані з ланцюгами напруги, а розділені. Вимірюється електроенергія дорівнює різниці показань рахункового механізму, помноженої на коефіцієнт трансформації:

W = ( П К - П Н ) К I = Δ ПК I . W = (П К - П Н) На I = Δ ПК I.

 

 

Рис. 15. Схема включення Трьохелементний лічильник типу СА4У-І672М в чьотирьох мережу з роздільними ланцюгами струму і напруги (а) і векторна діаграма (б). Прямий порядок чергування фаз обов'язковий

Підключення кожного з трьох вимірювальних елементів лічильника вимагає обов'язкового дотримання полярності підключення струмових ланцюгів та відповідності їх своєму напрузі. Зворотній полярність включення первинної обмотки ТТ або його вторинної обмотки викликає негативний обертаючий момент, що діє на диск лічильника. Схема забезпечує нормовану похибку вимірювань. Підключення нульового проводу обов'язково. Найбільш часто зустрічаються пошкодження в схемі:

ослаблення або окислення затискних контактів на ТТ;

обрив (внутрішній злам) фазних проводів напруги вторинних кіл;

пробій ТТ.

При необхідності зміни порядку чергування фаз три дроти з одного елемента на колодці затискачів лічильника міняються місцями з відповідними трьома проводами іншого запису.

Часто застосовується семіпроводная схема включення (рис.16 ). У цій схемі виконане поєднання кіл струму і напруги. Поєднання кіл струму і напруги виконується установкою перемичок на лічильнику і на ТТ. Схема має такі недоліки:

під напругою знаходяться струмові кола лічильника;

пробою ТТ тривалий час не виявляється;

установка перемичок И2 - Л2 на ТТ, і 1 - 2 на лічильнику викликає додаткову похибка вимірювань.

 

Рис. 16. Схема включення Трьохелементний лічильник типу СА4У-І672М в чьотирьох мережу з суміщеними ланцюгами струму і напруги.

Прямий порядок чергування фаз обов'язковий: Л1 - И1 - перемички, встановлені на ТТ, 1 - 2, 4 - 5; 7 - 8 - перемички, встановлені на лічильнику

В електроустановках напругою 380/220 В також застосовується схема включення лічильників, зображена на рис. 17.

На цій схемі кінці вторинних обмоток ТТ И2 об'єднані і з'єднані з кінцями струмових ланцюгів лічильника в одній точці. Не допускається підключення струмових ланцюгів лічильника і вторинних обмоток ТТ на корпус електроустановки в різних місцях.

Вимірюється електроенергія W = Δ ПК I.

Найбільш універсальною є схема включення лічильників з випробувальною коробкою (рис. 18 ). Випробувальна коробка дозволяє, не відключаючи навантаження, зробити заміну лічильників та перевірку схеми включення.

 

Рис. 17. Схема включення Трьохелементний лічильник типу СА4У-І672М в чьотирьох мережі в «зірку». Прямий порядок чергування фаз обов'язковий

 

Рис18. Схема включення Трьохелементний лічильник типу СА4У-І672М в чьотирьох мережу з випробувальною коробкою

Для вимірювань активної та реактивної енергії застосовується схема включення лічильників, зображена на рис. 19.

Схеми включення лічильника реактивної енергії типа СР4У-І673 і лічильника активної енергії не відрізняються одна від одної. Струмові ланцюга цих лічильників з'єднуються послідовно. Ланцюги напруги лічильників підключаються паралельно. Відмінність лічильника реактивної енергії від лічильника активної енергії - у схемі внутрішніх з'єднань. За рахунок схеми внутрішніх з'єднань котушок, розрахованих на напругу 380 В, виконується додатковий 90 °-ний фазовий зсув між магнітними потоками.

 

Рис. 19. Схема включення лічильників для вимірювань активної та реактивної енергії в мережі напругою 380/220 В

 ПЕРЕВІРКА СХЕМ ВКЛЮЧЕННЯ ТРИФАЗНИХ ЛІЧИЛЬНИКІВ В ЕЛЕКТРОУСТАНОВКАХ НАПРУГОЮ 380/220 В

 

Мета перевірки. Необхідно переконатися, що на даному приєднання вимірюється вся споживана електроенергія.

Перевірка здійснюється за допомогою таких приладів та інструменту:

  • кліщі струмовимірювальні;

  • калькулятора кишенькового;

  • Фазопокажчики типу И-517;

  • покажчиків напруги двополюсного і однополюсного;

  • пристрою навантажувального типу УН-220-2;

  • секундоміра;

  • викрутки з ізольованою рукояткою і стержнем.

Також застосовуються вольтамперфазометр ВАФ-85м, аналізатори електроспоживання та інші прилади.

Секундомір використовується для вимірювання часу обертання диска або періоду проходження імпульсів.

Кліщі струмовимірювальні служать для вимірювання струмів.

Калькулятор необхідний для виконання розрахунків.

За допомогою покажчика напруги перевіряють наявність (відсутність) напруги на колодці затискачів лічильника або випробувальної коробці.

Фазопокажчики використовується для перевірки прямого порядку чергування фаз напруг на колодці затискачів лічильника.

Пристрій Навантажувальне (УН) призначено для перевірки схем включення лічильників шляхом короткочасної подачі однофазного навантаження. Воно складається з ізольованою рукоятки і навантажувального елемента в захисному кожусі, які розміщуються в інструментальній сумці.. Електрична принципова схема УН наведена на рис. 20 .

 

Рис. 20. Пристрій навантажувальний УН-220-2:

HL1 - лампа індикаторна ІН-90; R1 - резистор, 1 мОм; R2 - ТЕН, 220 В, 2 кВт; S1 - вимикач кнопковий, 10А; X1 - затискач типу «крокодил»; Х- стрижень струмовідних

Лампа HL1 призначена для індикації наявності (відсутності) напруги на струмовідних частинах електроустановки. За допомогою кнопки S1здійснюється включення (відключення) навантажувального елемента R2 від мережі.

Правила застосування пристрою типу УН-220-2:

1) відключити навантаження, переконатися у відсутності самоходу лічильника;

2) приєднати затискач X1 до заземленого корпусу електроустановки;

3) встановити контактну частина X ізолюючої рукоятки на струмовідні частини електроустановки. За світінням індикатора HL1 переконатися в наявності напруги;

4) короткочасно натиснути кнопку S1, спостерігаючи при цьому за обертанням диска лічильника. Відсутність обертання або обертання диска в зворотному напрямку вказують на несправність в схемі включення;

5) відпустити кнопку S1. Зняти контактну частина ізолюючої рукоятки зі струмовідних частин. Від'єднати затиск X1. Включити навантаження.

На пристрій типу УН-220-2 поширюються технічні вимоги «Правил застосування та випробування засобів захисту», які пред'являються до покажчиків напруги та інструменту з ізольованими рукоятками.

Забороняється застосування УН в умовах 100%-ної вологості повітря, дощу, туману Перед кожним застосуванням УН повинно бути вивчене. При зберіганні та перевезенні УН повинно оберігатися від зволоження та забруднення.

Перевірка схем включення лічильників за допомогою випробувальної коробки. Відповідно до вимог ПУЕ (п. 1.5.23), передбачається установка випробувальної коробки для перевірки і заміни лічильників електроенергії.

Перевірка схеми включення лічильника виконується під напругою бригадою у складі двох чоловік. В якості основного захисного засобу застосовують викрутку з ізольованою рукояткою і стрижнем. В якості додаткового захисного засобу використовують гумовий килимок або діелектричні калоші. Перевірка виконується при наявності навантаження.

Порядок проверки: Порядок перевірки:

1) знімається пломба і кришка випробувальної коробки;

2) перевіряється наявність трьох фаз напруги як між фазами, так і між фазою і нульовим проводом;

3) перевіряється відсутність напруги на струмових колах. Наявність напруги на струмових колах вказує на пошкодження ТТ;

4) за допомогою викрутки перемичками на випробувальній коробці закорочуються струмові кола. При цьому має спостерігатися уповільнення обертання диска лічильника;

5) послаблюються гвинти контактних перемичок кіл напруги, створюється видимий розрив і знімається напруга з лічильника.

Перевірка схеми включення індукційних лічильників здійснюється почергово подачею напруги і струму відповідних фаз на вимірювальний елемент лічильника. Обертання диска в прямому напрямку вказує на справність ТТ, ланцюгів обліку і лічильника, але не дає повної впевненості в правильності схеми включення.

Активну потужність, Вт, і реактивну потужність, вар, вимірювані індукційним і електронним лічильниками за допомогою секундоміра, розраховують за формулами

 

где n - количество оборотов (импульсов), отсчитываемое за время t , с; де n - кількість оборотів (імпульсів), відлічуваний за час t, с;

А - передаточное число счетчика, которое указано на его щитке. А - передавальне число лічильника, яке зазначено на його щитку.

Кількість оборотів відраховують:

 

у індукційного лічильника - при проходженні мітки на диску лічильника;

в електронного - по миганню (світіння) світлодіодного індикатора телеметричного виходу (рис. 21 ).

 

Рис. Рис. 21. 21. Один импульс светодиодного индикатора Один імпульс світлодіодного індикатора

Вимірювання потужності, що підводиться до лічильника. Вимірювання струму в струмових колах лічильника виконують з допомогою струмовимірювальних кліщів в діапазонах від 25 мА до 5 А, від 5 до 500 А.

Зная значения напряжения, тока и cos φ , вычисляют мощность, подводимую к счетчику, по формулам: Знаючи значення напруги, струму і cos φ, обчислюють потужність, що підводиться до лічильника, за формулами:

Р рах = ф I cos φ - для однофазного лічильника;

 

 - Для трифазного лічильника.

Порівнюючи значення потужності, що підводиться до лічильника, і виміряної ним, можна орієнтовно оцінити правильність схеми включення і роботу лічильника.

У практичній роботі з перевірки на місцях установки лічильників, ТТ та їх схем включення, використовують залежність часу одного обороту (імпульсу) лічильника від коефіцієнта трансформації ТТ I суми струмів трьох фаз первинного кола Σ I 1 і передавального числа лічильника А,с:

 

Ця залежність справедлива для коефіцієнта потужності cos φ, рівного одиниці. Струми вимірюють за допомогою струмовимірювальні кліщів в первинній або у вторинному ланцюзі ТТ. При правильній схемою включення, відповідно коефіцієнта трансформації I розрахункового та роботі лічильника в своєму класі точності час t об буде трохи відрізнятися від часу одного обороту лічильника, виміряного секундоміром.

Для десятипроводної схеми включення лічильника описані методи перевірки не дають повної впевненості в її правильності. Для того щоб переконатися в правильності схеми включення, знімають векторну діаграму при відомому характері навантаження або там, де це можливо, візуально перевіряється відповідність підключення проводів фаз напруг своїм фазним струмів. Там, де візуально простежити проходження проводів неможливо, електроустановку відключають і виконують прозвонку проводів вторинних кіл струму і напруги. Після перевірки ланцюгів правильність обліку контролюють вищеописаними способами.

Визначення cosφ за потужністю, вимірюваної лічильниками активної і реактивної енергії. За допомогою секундоміра одночасно вимірюють час оборотів (проходження імпульсів) лічильників активної та реактивної енергії. За формулами (див. вище) обчислюють потужності і  По таблиці тригонометричних величин (додаток 1 ) визначають cos φ.

АРХІТЕКТУРА Й ПРОГРАМНО-АПАРАТНІ ЗАСОБИ СУЧАСНИХ АВТОМАТИЗОВАНИХ СИСТЕМ КОНТРОЛЮ ТА ОБЛІКУ ЕНЕРГОРЕСУРСІВ (АСКОЕ)

8.1. ОСНОВНІ ЗАВДАННЯ Й ФУНКЦІЇ АСКОЕ В УМОВАХ ЕНЕРГОРИНКУ

 

Сучасні АСКОЕ доцільно проектувати і впроваджувати як інтегровані системи обліку енергоресурсів (включаючи газ, тепло тощо).

Структури АСКОЕ призначені для вирішення таких завдань:

  • комплексний автоматизований комерційний і технічний облік електроенергії й енергоносіїв по підприємству, його інфра-й інтраструктурах за чинними тарифними системами за всіма параметрами енергообліку (для електроенергії — за споживанням енергії та потужності) з метою забезпечення зовнішніх і внутрішніх розрахунків за енергоресурси і забезпечення їх раціональних витрат;

  • контроль енергоспоживання по всіх енергоносіях, місцях і структурах обліку в заданих часових інтервалах (З, ЗО хвилин, зони, зміни, доба, декади, місяці, квартали й роки) щодо заданих лімітів, режимних і технологічних обмежень потужності, витрат, тиску й температури з метою економії енергоресурсів і убезпечення енергопостачання;

  • фіксація відхилень контрольованих величин енергообліку та їхня оцінка в абсолютних і відносних одиницях з метою полегшення аналізу енергоспоживання;

  • сигналізація (кольорами, звуком, друком) відхилень контрольованих величин понад допустимий діапазон значень з метою прийняття оперативних рішень;

  • прогнозування (коротко-, середньо- і довгострокове) значень величин енергообліку з метою планування енергоспоживання;

  • автоматичне керування енергоспоживанням на основі заданих критеріїв і пріоритетних схем увімкнення/вимкнення споживачів-регуляторів з метою економії ручної праці й забезпечення якості керування;

  • забезпечення внутрішнього госпрозрахунку по енергоресурсах між цехами й підрозділами заводу з метою їх економії та раціональних витрат на робочих місцях;

  • точний розрахунок із субабонентами підприємства по енергоспоживанню з метою справедливого розподілу енерговитрат.

Наведений перелік завдань АСКОЕ має перспективний характер, оскільки більшість чинних АСКОЕ підприємств у силу своїх структурних і функціональних обмежень вирішують тільки частину перелічених завдань (як правило, перші три). Ефективне вирішення всього комплексу завдань і, зокрема, завдань керування й внутрішнього госпрозрахунку, можливе тільки в рамках децентралізованих АСКОЕ (більшість же чинних АСКОЕ побудована за централізованою схемою). Тому надалі розглядаються тільки децентралізовані АСКОЕ.

Для вирішення зазначених завдань і досягнення відповідних цілей енергообліку програмно-апаратні засоби децентралізованої АСКОЕ мають забезпечувати виконання ряду функцій як на середньому (рівні систем), так і на верхньому рівні (рівні ПК). Функції систем середнього рівня, як правило, жорстко запрограмовані в заводських умовах і не підлягають зміні в процесі експлуатації. Ці функції виражаються в переліку штатних параметрів енергообліку, які при всій їхній обумовленості чинними правилами енергообліку все-таки специфічні для системи кожного типу й залежать від досвіду, знань і системних подань розроблювана й виготовлювача систем. Тому вибір того або іншого типу систем енергообліку для конкретного підприємства необхідно проводити не тільки по структурних, а й по функціональних характеристиках систем-

Усю сукупність функцій систем середнього рівня й ПК верхнього рівня АСКОЕ можна класифікувати за наступними групами функцій:

  • формування нормативно-довідкової бази енергообліку підприємства по кожному місцю й структурі обліку, тарифах, зонах, змінах, апаратних і програмних засобах АСКОЕ;

  • збір в автоматичному (за заданими періодами часу) і ручному (за запитом оператора) режимах конкретних штатних параметрів кожної системи децентралізованої АСКОЕ по кожному місцю й/або структурі обліку;

  • нагромадження даних енергообліку в базі даних АСКОЕ на ПК по кожній точці обліку із заданою тимчасовою дискретністю на необхідну ретроспективу;

  • обробка накопичених значень енергообліку відповідно до чинних тарифів, схеми енергопостачання й структури обліку підприємства;

  • відображення вимірювальної й розрахункової інформації енергообліку у вигляді комплексу графіків, таблиць і відомостей на моніторі ПК;

  • документування вимірювальної й розрахункової інформації енергообліку у вигляді графіків, таблиць і відомостей на принтері ПК;

  • сигнали про позаштатні ситуації;

  • прогнозування навантаження;

  • автодіагностика АСКОЕ з аналізом надходження інформації від первинних перетворювачів нижнього рівня АСКОЕ, перебоїв і відмов систем і каналів зв'язку.

Системи контролю й обліку енергоресурсів (АСКОЕ) в загальному випадку містять три рівні (рис. 8.1):

  • нижній рівень — первинні вимірювальні перетворювачі (ПВП) з телеметричними виходами, що здійснюють безупинно або з мінімальним інтервалом усереднення вимір параметрів енергообліку споживачів (витрати, потужність, тиск, температуру, кількість енергоносіїв, кількість теплоти з енергоносієм) у місцях обліку (фідер, труба);

  • середній рівень — контролери (спеціалізовані вимірювальні системи або багатофункціональні програмовані перетворювачі) з програмним забезпеченням з енергообліку, що здійснюють у заданому циклі інтервалу усереднення цілодобовий збір вимірювальних даних з територіально розподілених ПВП, нагромадження, обробку й передачу цих даних на верхній рівень;

  • верхній рівень — персональний комп'ютер (ПК) зі спеціалізованим програмним забезпеченням, що здійснює збір інформації з контролера (або групи контролерів) середнього рівня, підсумкову обробку цієї інформації як у місцях обліку, так і у їхніх групах — у підрозділах і об'єктах підприємства, відображення й документування даних обліку у вигляді, зручному для аналізу й прийняття рішень (керування) оперативним персоналом служби головного енергетика й керівництвом підприємства. Нижній рівень АСКОЕ пов'язаний із середнім рівнем вимірювальними каналами, у які взагалі входять усі вимірювальні засоби й лінії зв'язку від місця обліку до контролера, включаючи його вхідні ланцюги (іноді спрощено під вимірювальними каналами мають на увазі їхню частину — ланцюги передачі даних від ПВП до контролера). Так, для енергообліку під вимірювальним каналом мається на увазі зв'язок від живильного фідера, який проходить через вимірювальні трансформатори струму й напруги, електролічильник з телеметричним виходом і двопровідна лінія зв'язку до контролера.

Середній рівень АСКОЕ пов'язаний із верхнім рівнем каналом зв'язку, де можуть використовуватися фізичні провідні лінії зв'язку, виділені або комутовані телефонні канали, радіоканали (у зміст поняття каналу зв'язку входять не тільки лінії зв'язку, а й устаткування зв'язку, що обслуговує ці лінії, іноді сукупність каналів зв'язку називають середовищем зв'язку). Передача даних по цих каналах здійснюється, як правило, стандартними інтерфейсами (інтерфейси типу RS-232, RS-485, ІРПС і т.п.) і відповідно стандартними (наприклад M-bus) або оригінальними (протоколи систем ІВСЕ4, СЕМ-1 і т.п.) протоколам обміну.

Поняття АСКОЕ є динамічним поняттям, що змінює свій зміст залежно від економічного й технічного прогресу. З появою на ринку на початку 90-х років надійних і порівняно дешевих закордонних ПК з'явилася змога зняти з контролерів значну частину функцій АСКОЕ і передати їх програмному забезпеченню ПК, що привело до народження розглянутої трирівневої структури АСКОЕ. Така структура дає змогу вирішувати якісно нові завдання енергообліку, не кажучи вже про минулі завдання, що забезпечується як колосальною пам'яттю й обчислювальними можливостями ПК, так і їхніми засобами відображення й документування (кольоровий монітор, графічний друк, звукові ефекти).

Подальший прогрес у галузі інтегральної технології дозволив функції контролерів з обліку енергоресурсів убудовувати безпосередньо в первинні перетворювачі, одержуючи в такий спосіб «інтелектуальні ПВП». Для цих перетворювачів трирівнева схема АСКОЕ може бути трансформована у дворівневу структуру «ПВП-ПК» (рис. 8.1), у якій збір даних із місць обліку ведеться через певне середовище зв'язку безпосередньо на ПК (наприклад, усі «інтелектуальні» електролічильники підключаються до комп'ютера через комутовані телефонні канали). Зазначений принцип побудови АСКОЕ пов'язаний із великими фінансовими витратами на досить дорогі «інтелектуальні» ПВП і потребує, крім того, наявності великої кількості каналів зв'язку (на кожний ПВП по каналу), що в ряді випадків нездійсненно.

Інший крайній випадок виродження трирівневої структури АСКОЕ у дворівневу зі звичайними «неінтелектуальними» ПВП пов'язаний з перенесенням контролерних функцій збору даних уПК(рис. 8.1).

 

Рис. 8.1 У цьому випадку комп'ютер доукомплектовується спеціальними модулями збору даних і в цілодобовому режимі аналогічно контролеру реалізує всі функції АСКОЕ (прикладом такої системи є КТС «ЕНЕРГІЯ»). Вадою такого підходу є, по-перше, те, що в монопольному використанні комп'ютер може служити тільки для завдань енергообліку (хоч його можливості значно ширші), по-друге, у зниженні надійності й живучості АСКОЕ в цілому (відмова комп'ютера призводить до руйнування всієї системи збору і втрати всіх поточних вимірювальних даних), по-третє, і в цій структурі треба вирішувати проблему реалізації великої кількості вимірювальних каналів. Тому в ряді систем використовуються спрощені контролери — концентратори або пристрої збору даних (ПЗД), які дають змогу мультиплексувати вимірювальні канали, тобто одночасно збирати дані з групи ПВП і передавати їх на наступний рівень по одній двопровідній лінії, але з погодинним розподілом каналів.

 

8.2. ІНТЕРФЕЙСИ ВИМІРЮВАЛЬНИХ КАНАЛІВ АСКОЕ

 

У типовій трирівневій структурі АСКОЕ промпідприємства нижній рівень (рівень первинних вимірювальних перетворювачів ПВП) пов'язаний із середнім рівнем (рівнем контролерів або рівнем вторинних вимірювальних перетворювачів ВВП) вимірювальними каналами. До цих каналів належать первинні перетворювачі й лінії зв'язку, підключені з одного боку до виходів ПВП, а з другого — до вхідних ланцюгів вторинних перетворювачів. Більшість існуючих ПВП вимірів різних видів енергоносіїв і їхніх параметрів має струмові аналогові й/або струмові дискретні виходи (наприклад, термопари, термоопори). Типові схеми інтерфейсів вимірювальних каналів подані на рис. 8.2.

 

Рис. 8.2

ПВП зі струмовим аналоговим виходом має своє джерело струму — генератор струму з деяким внутрішнім опором RBH, що управляється функцією f(x) виміру параметра ч енергоносія (рис. 8.2). Струм i = f(x) надходить у лінію зв'язку й на вхідному навантажувальному резисторі RH вторинного перетворювача створює відповідний спад напруги, який далі перетвориться в цифрове значення вимірюваного параметра х.

ПВП цього виду мають, як правило, уніфіковані вихідні сигнали постійного струму в діапазонах {0-5}, {0-20} або {4-20} мА (струму і = 0 або і = 4 мА відповідає деяке мінімальне значення вимірюваного параметра х, а струму і = і з {5-20} мА — максимальне значення цього параметра). Максимально допустима довжина лінії зв'язку між ПВП і ВВП залежить від величини внутрішнього опору RBH ПВП, активного опору R4 лінії зв'язку, вхідного опору RHВВП, очікуваного рівня перешкод і звичайно не перевищує кількох десятків метрів.

ПВП з дискретним вихідним сигналом мають, як правило, гальванічно розв'язаний вихід з відкритим колектором транзистора або релейним «сухим» контактом, для живлення якого використовується джерело струму ВВП (рис. 8.2). При цьому величина струму в лінії зв'язку має значення імін або гмакс, залежно від того, закритий або відкритий вихід ПВП, що визначається дискретним характером процесу виміру перетворювачем параметра ч енергоносія. Послідовність замикань-розмикань вихідного ланцюга ПВП породжує на вході ВВП послідовність струмових двійкових імпульсів («0», «1») певної частоти й тривалості, що використовується для цифрового подання вимірюваного параметра х. Як правило, струм у лінії зв'язку не перевищує 10-20 ма. Максимально допустима довжина лінії зв'язку залежить від величини струму ВВП, активного опору лінії й може доходити до З км.

Із розглянутого випливає, що вибір типів вторинних перетворювачів (контролерів, систем) в АСКОЕ, а також територіально-розподілена структура АСКОЕ (далекість місць обліку першого рівня від місць обліку другого рівня АСКОЕ) багато в чому залежать від вихідних інтерфейсів використовуваних первинних перетворювачів. Цей фактор є системним, і його необхідно враховувати як при розробці АСКОЕ, так і при закупівлі конкретного устаткування для розвитку існуючої АСКОЕ підприємства.

 

8.3. ІНТЕРФЕЙСИ КАНАЛІВ ЗВ'ЯЗКУ АСКОЕ

 

Канали зв'язку в трирівневій структурі АСКОЕ промпідприєм-ства поєднують середній рівень АСКОЕ (рівень вторинних вимірювальних перетворювачів ВВП або контролерів, систем) з верхнім рівнем.

Більшість перетворювачів і ПК мають типові інтерфейси, розглянуті далі.

Інтерфейс зі струмовою петлею (CL) належить до класу універсальних двоточкових радіальних інтерфейсів вилученого послідовного доступу до систем (рис. 8.3).

Цей інтерфейс широко застосовується в промисловому устаткуванні, бо дає змогу здійснити зв'язок по фізичних лініях на далекі відстані (до 3 км) без використання апаратури передачі даних (модемів).

Інтерфейс CL є двопровідною лінією, яка утворює струмову петлю із джерелом струму, що перемикається дискретно, і приймачем (рис. 8.3). Дані від джерела до приймача передаються послідовно побітно й побайтно асинхронним способом сигналами постійного струму і = 20 мА (іноді використовуються сигнали 10, 40 або 80 мА). Струм, що перевищує 17 мА, представляє логічну «1» (маркер), а струм, менший 2 мА, — логічний «0».

 

Рис. 8.3

Один із взаємодіючих пристроїв має бути активним і служити джерелом струму, а інші — пасивними (приймачами). Інтерфейс CL має, як правило, довгу лінію передачі, що зазнає впливу зовнішніх перешкод і перенапруг. Тому схеми передавача й приймача лінії можуть бути гальванічно розв'язані за рахунок використання оптронів й ізольованих джерел живлення (аналогічне рішення наведене на рис. 8.2). Максимальна швидкість передачі сигналів по струмо-вій петлі — 9600 біт/с при довжині лінії зв'язку до 300 м. Знижуючи швидкість передачі, можна майже пропорційно збільшувати довжину лінії, на швидкості 1200 біт/с довжина лінії збільшується до 2000 м. Струмова петля використовується звичайно для з'єднання одного передавача й одного приймача, але в принципі вона може охоплювати і ряд послідовно з'єднаних пасивних приймачів.

Струмова петля дає змогу передавати дані по двопровідній лінії в одному напрямку (симплексний зв'язок) від передавача до приймача. Для дуплексного зв'язку (одночасної передачі у двох протилежних напрямках) використовується чотирипровідна лінія (рис. 8.3). Такий принцип використовується в інтерфейсі ІРПС. Інтерфейс містить ланцюг 1 «Передані дані» (Пд+/Пд-) і ланцюг 2 «Прийняті дані» (Пр+/Пр-). Цей інтерфейс гарантує передачу сигналів зі швидкістю 9600 біт/с на відстань до 500 м (на більших відстанях пропорційно знижується швидкість), але не регламентує типи застосовуваних кабелів і кінцевих контактів.

Інший тип масового інтерфейсу, який знайшов широке застосування — інтерфейс стандарту Асоціації електронної промисловості СІЛА (ЕІА) RS-232C (європейський аналог — Стандарт ССІТТ V.24). Цей тип інтерфейсу застосовується для синхронного й асинхронного зв'язку між пристроями в симплексному, напівдуплекс-ному й дуплексному режимах. Стандарт регламентує призначення і склад ліній (ланцюгів) інтерфейсу, їхню нумерацію, електричні характеристики, позначення й рівні сигналів інтерфейсу, швидкості передачі даних і тип використовуваних кінцевих контактів.

Залежно від умов конкретного застосування використовується різне число ліній інтерфейсу. Так, для асинхронного обміну через модем потрібні 8 ланцюгів, а для аналогічного зв'язку по фізичних лініях — тільки три ланцюги, дані передавача TD, дані приймача TD і сигнальна земля GND — рис. 8.4. З'єднання по інтерфейсу RS-232C реалізуються через стандартні 9- або 25-контактні роз'єми типу DB9 або DB25.

Швидкість передачі даних по інтерфейсу RS-232C складає від 50 до 19200 біт/с, а максимальна довжина ліній зв'язку при максимальній швидкості не перевищує 16 м. На практиці ця відстань може бути істотно збільшена при зниженні швидкості передачі й використанні екранованого кабелю з малою власною ємністю (при швидкості 1200 біт/с максимальна довжина неекранованого кабелю досягає 900 м). Типовий формат асинхронної передачі даних по інтерфейсу представлений на рис 8.4 (аналогічний формат використовується й для інтерфейсу ІРПС). Переданий байт даних оформляється стартовим бітом, бітом паритету й столовим бітом. Будь-яке повідомлення, передане по інтерфейсу асинхронним способом, є сукупністю байтів даних, оформлених зазначеним шляхом.

 

Рис. 8.4 Пізніше були розроблені нові стандарти, що дали змогу поліпшити узгодження ліній, збільшити відстань і швидкість передачі Даних, реалізувати складнішу структуру з'єднань приладів. Стандарт RS-422A орієнтований на використання диференціальної збалансованої лінії передачі з імпедансом 50 Ом, що підвищує завадостійкість інтерфейсу, довжину лінії зв'язку й швидкість передачі (10 Мбіт/с при довжині кабелю до 13 м і 100 кбіт/с при довжині 1300 м). Крім того, цей стандарт допускає підключення до одного передавального пристрою до 10 приймачів. Пізніший стандарт RS-485A, що є вдосконаленням RS 422A, орієнтований при тих самих швидкісних характеристиках на спільну роботу до 32 джерел 1 32 приймачів даних. Останні два стандарти дають змогу поєднувати прилади в розгалужені мережні структури й тому в останні роки вони все частіше застосовуються в різних приладах, у тому числі й у приладах обліку енергоресурсів.

Розглянуті інтерфейси каналів зв'язку створюють можливість будувати територіально-розподілені і децентралізовані АСКОЕ промпідприємств (рис. 8.5). Трипровідний інтерфейс RS-232C дає змогу найпростішим способом підключати до порту ПК автономну (до 900 м) систему обліку. При необхідності підключення до комп'ютера кількох систем у ПК вмонтовується стандартний мультиплексор RS-232C на необхідну кількість каналів (4, 8 або 16). Необхідно зауважити, що для захисту устаткування від перенапруг, особливо при грозових розрядах, у лініях зв'язку слід застосовувати мережні фільтри передачі даних МФПД.

 

 

 

 

Рис. 8.5

Структури АСКОЕ, що використовують внутрішньозаводські або міські телефонні лінії, також працюють із інтерфейсом RS-232C, до якого в цьому випадку підключаються модеми, як з боку систем, так і з боку ПК (рис. 8.5). До такої мережі можна приєднувати необмежену кількість систем за умови, що час збору даних не лімітується.

Інший тип мережі з автономним (до 3 км) підключенням системи до комп'ютера використовує чотирипровідний інтерфейс ІРПС (рис. 8.5). Для підключення до ПК кількох систем по такому інтерфейсу використовується відповідний мультиплексор ІРПС, умонтований у комп'ютер. Сучасний інтерфейс RS-485 дає змогу будувати розгалужені децентралізовані АСКОЕ за схемою з контролем багатьох місць (з віддаленням систем до 1200 м від ПК) з мінімальними витратами кабелю (використовуються двопровідні лінії зв'язку — рис. 8.5).

 

8.4. КОМЕРЦІЙНІ, ТЕХНІЧНІ, ЦЕНТРАЛІЗОВАНІ Й ДЕЦЕНТРАЛІЗОВАНІ АСКОЕ

 

За призначенням АСКОЕ підрозділяють на системи комерційного й технічного обліку. Комерційним, або розрахунковим обліком називають облік виробленої й відпущеної споживачеві (підприємству) енергії для грошового розрахунку за неї (прилади для комерційного обліку також називають комерційними або розрахунковими). Технічним, або контрольним обліком називають облік для контролю процесу енергоспоживання в самому підприємстві у його підрозділах і об'єктах (відповідно використовуються прилади технічного обліку). З розвитком ринкових відносин, реструктуризацією підприємств, господарським відокремленням певних підрозділів підприємств і появою комерційно самостійних, але пов'язаних загальною схемою енергопостачання виробництв-субабонентів технічний облік, крім чисто контрольної функції, здобуває риси й розрахункового обліку.

Системи АСКОЕ комерційного й технічного обліку можуть бути реалізовані як окремі (рис. 8.5) і єдині (змішані) системи. Донедавна в реалізації систем АСКОЕ на підприємствах переважав інший підхід, але поява нової техніки зробила можливим створення окремих систем (роздільних, принаймні, на середньому рівні АСКОЕ). Цьому сприяла й сама специфіка цих двох видів обліку. Комерційний облік консервативний, має сталу схему енергопостачання, для нього характерна наявність невеликої кількості місць обліку, в яких потрібна установка приладів підвищеної точності, а самі засоби обліку нижнього й середнього рівня АСКОЕ мають вибиратися з державного реєстру вимірювальних засобів. Крім того, системи комерційного обліку в обов'язковому порядку пломбуються, що обмежує можливості внесення в них яких-небудь оперативних змін з боку персоналу підприємства.

Технічний облік, навпаки, динамічний і постійно розвивається, відбиваючи мінливі вимоги виробництва; для нього характерна велика кількість місць обліку по різних видах енергоресурсів, де можна встановлювати з метою економії засобів прилади зниженої точності, причому вибираються ці прилади не обов'язково з держ-реєстру. Відсутність пломбування приладів енергозбутовою організацією створює можливість службі головного енергетика підприємства оперативно вносити зміни у вихідні дані встановлених приладів відповідно до поточних змін у схемі енергопостачання підприємства.

За принципом реалізації й доступу до інформації АСКОЕ як комерційного, так і технічного обліку можна підрозділити на централізовані й децентралізовані.

Структура централізованої системи збігається в цілому з три-рівневою схемою АСКОЕ (рис. 8.6). У такій системі збір даних з ПВП, територіально розподілених по підрозділах і об'єктах підприємства, здійснюється безпосередньо або через УСД на багатоканальний контролер, а з нього далі на ПК. Така структура АСКОЕ гарантує одержання в реальному масштабі часу повної й точної інформації з енергоспоживання всіх підрозділів і об'єктів підприємства для рівня головного енергетика й керівництва підприємства, але обмежує оперативний доступ до цієї інформації з боку енергетиків і керівників підрозділів, окремих самостійних господарських об'єктів підприємства і його субабонентів, що знижує ефективність АСКОЕ в плані економії енергоресурсів.

 

Рис. 8.6

Для централізованої системи організація оперативного зворотного зв'язку з різними об'єктами з енергообліку потребує побудови або розвиненої глобальної комп'ютерної мережі інфраструктури підприємства, або використання мережі дистанційно керованих табло, підключених до ПК головного енергетика. Обидва ці шляхи на сьогодні для більшості підприємств малоймовірні в силу їхньої дорожнечі.

Альтернативою централізованій системі є децентралізована АСКОЕ (рис. 8.7).

 

Рис. 8.7

Така система будується на базі недорогих малоканальних контролерів обліку з убудованим табло й клавіатурою, які встановлюються безпосередньо на контрольованих об'єктах і через середовище зв'язку підключаються до ПК головного енергетика підприємства. Така АСКОЕ забезпечує в реальному масштабі часу доступ До інформації енергообліку всім зацікавленим особам. Децентралізовані АСКОЕ дають змогу наблизити машинний інтелект до місця споживання енергоресурсів і завдяки цьому оперативно й ефективно вирішувати на місцях завдання їхнього обліку, контролю й економії. Децентралізована структура АСКОЕ створює можливість без протиріч об'єднати в рамках єдиної АСКОЕ функції комерційного и технічного обліків: одна або кілька малоканальньїх систем виділлються для вирішення завдань комерційного обліку (і, відповідно, пломбуються енергоконтролюючими організаціями), а інші системи вирішують завдання технічного обліку (аналогічне об'єднання функцій у рамках єдиної централізованої системи не вирішує багатьох проблем). Нарешті, децентралізована АСКОЕ, що використовує системи обліку з додатковими функціями керування, дає змогу реалізувати автоматичне керування навантаженням (споживача-ми-регуляторами) безпосередньо на місцях установки систем (для виробництв із високою технологічною дисципліною).

Тут вы можете оставить комментарий к выбранному абзацу или сообщить об ошибке.

Оставленные комментарии видны всем.