Структура и схемы построения АИИС

Коммерческие и технические АИИС

По назначению АИИС подразделяются на коммерческие и технические.

Коммерческими АИИС считают системы, которые формируют данные, используемые в дальнейшем для производства взаимных финансовых расчетов между поставщиками и потребителями энергоресурсов.

Технические АИИС предназначены для контроля энергопотребления внутри отдельного предприятия по его подразделениям и объектам.

В связи с развитием рыночных отношений, реструктуризацией предприятий, обособлением их отдельных подразделений, возникновением самостоятельных, но связанных единой схемой энергоснабжения производств технический учет начинает приобретать черты коммерческого.

Поэтому АИИС коммерческого и технического учета могут быть реализованы как раздельные и как единая (смешанная) система, когда часть технических средств технической АСТУЭ, осуществляющая учет энергоресурсов на границах балансовой принадлежности энергохозяйства предприятия с энергоснабжающей организацией и субабонентами, образует коммерческую АСКУЭ..

В соответствии с консервативностью коммерческого учета коммерческие АСКУЭ строятся в соответствии с устоявшейся схемой энергоснабжения предприятия. Для них характерно относительно небольшое количество точек учета (как правило, это ввода предприятия и линии энергопитания субабонентов), на которых требуется установка приборов повышенной точности. Технические средства и программное обеспечение, на основе которых создаются коммерческие АСКУЭ, в обязательном порядке должны выбираться из числа включенных в Государственный реестр средств измерений РФ. Кроме того, технические средства системы коммерческого учета обязательно пломбируются, а параметры настройки программного обеспечения верхнего уровня защищаются от несанкционированного вмешательства системой паролей, что ограничивает возможности внесения в них и в схемы измерений каких-либо оперативных изменений со стороны персонала предприятия.

От коммерческой системы не требуется оперативного (в реальном масштабе времени) представления информации, поскольку данные коммерческого учета используются для проведения расчетов один раз после окончания расчетного периода (ежесуточно для контроля). Обязательным условием для коммерческой АСКУЭ является выполнение функции передачи данных об энергопотреблении предприятия в энергоснабжающую организацию.

Технический учет, в отличие от коммерческого, динамичен и постоянно развивается, отражая меняющиеся требования производства, для него характерно значительное количество точек учета по отдельным подразделениям предприятия, на которых в целях экономии средств можно устанавливать приборы пониженной точности. Технические приборы учета не пломбируются энергосбытовой организацией, что позволяет потребителю вносить в схемы измерения необходимые оперативные изменения.

Однако, от технических АИИС требуется, как правило, представление информации об энергопотреблении в реальном масштабе времени, что позволяет персоналу предприятия оперативно оценивать энергопотребление предприятия в целом и его отдельных подразделений для осуществления функций управления.

Технические АИИС на относительно небольших предприятиях целесообразно создавать как комплексные, то есть предназначенные для автоматизированного учета как электропотребления, так и других видов энергоносителей (тепловая энергия, газ, холодная и горячая вода, пар, сжатый воздух и т. д.)

Проводя оперативный и ретроспективный анализ данных технической АИИС и сопоставляя данные такого анализа с технологической схемой производства предприятия, становится возможным определять «слабые места» в энергопотреблении отдельных участков и производств, определять энергетическую составляющую себестоимости продукции на отдельных этапах производства и принимать необходимые меры по ее снижению.

Таким образом, техническая АИИС является необходимым инструментом при проведении на предприятии политики рационального энергоиспользования.

Стоимость создания технических АИИС (в пересчете на одну точку учета), как правило, существенно ниже стоимости коммерческой АСКУЭ.

До настоящего времени в электроэнергетике России существовали два рынка электроэнергии: ФОРЭМ и потребительский (розничный) рынок в рамках каждого региона. В связи с принятием пакета федеральных законов «Об электроэнергетике», созданием НП «Администратор торговой системы» (АТС), разделением АО-энерго на генерирующие, сетевые и сбытовые компаний началась организация свободного рынка электроэнергии (ОРЭ).

Необходимым условием участия промышленного предприятия в ОРЭ является создание на этом предприятии АСКУЭ (АСКУЭ субъекта ОРЭ). Совершенно очевидно, что по определению такая АСКУЭ должна быть коммерческой. Однако, требования к этим АСКУЭ на всех стадиях их создания и функционирования значительно жестче, чем требования к обычным коммерческим системам по следующим направлениям:

· требования к измерительным комплексам учета электроэнергии (измерительные трансформаторы тока и напряжения, электросчетчики и схемы их соединения);

· требования к техническим и программным средствам;

· требования к организации и к достоверности передачи данных по каналам связи;

· требования к хранению информации, защите ее от несанкционированного доступа;

· требования к порядку создания, ввода в эксплуатацию, функционирования и обслуживания.

Ужесточение указанных требований приводит к более высокой стоимости этих систем.

Поэтому, при выходе на ОРЭ в качестве его субъекта целесообразно рассматривать не каждое отдельное предприятие холдинга, а холдинг в целом или его организационную структуру, ответственную за электроснабжение всех предприятий.

Участие предприятия в работе сектора свободной торговли оптового рынка электроэнергии предполагает создание на предприятии в течение 2-х лет коммерческой АСКУЭ, отвечающей требованиям рынка.

В то же время, принятая сегодня модель рынка предполагает для его субъектов подачу администратору торговой системы ежедневных почасовых заявок «на сутки вперед». При этом отклонение от заявленного почасового потребления может приводить к существенному увеличению цены на электроэнергию, получаемую с рынка.

Очевидно, что составление грамотных почасовых заявок будет невозможным без достаточно точного прогнозирования электропотребления отдельных подразделений в соответствии с производственной программой и использования регулирования электропотребления предприятия с использованием потребителей-регуляторов.

Таким образом, для работы предприятия в условиях ОРЭ становится необходимой не только коммерческая АСКУЭ предприятия, как субъекта ОРЭ, но и техническая АСТУЭ, позволяющая прогнозировать и управлять энергопотреблением предприятия в режиме реального времени. В противном случае все выгоды от участия в ОРЭ могут быть уничтожены при некорректном формировании заявок на электропотребление.

Схемы построения АИИС динамично меняют свое содержание в зависимости от технического прогресса.

Первые системы, появившиеся около 20 лет назад, строились как двухуровневые системы, первичные измерительные преобразователи (ПИП) - контроллеры. При этом контроллеры в максимальной степени загружались функциями обработки, отображения и документирования данных учета (например, контроллеры типа ИИСЭ-3 имели встроенные термопечатающие устройства).

С появлением в начале 90-х годов надежных и сравнительно дешевых зарубежных ПЭВМ стало возможным значительную часть функций по обработке, хранению, отображению информации снять с контроллеров и передать программному обеспечению ПЭВМ.

Это позволило создать традиционную на сегодняшний день трехуровневую АИИС (см. рис. 13), которая обеспечивает решение качественно новых задач энергоучета, а прежние задачи позволяет решать на более высоком уровне благодаря как большой памяти и вычислительным возможностям ПЭВМ, так и их средствам отображения и документирования (цветной монитор, графическая печать, звуковые эффекты).

Дальнейший прогресс в области интегральной технологии позволил перенести часть функций от контроллеров непосредственно в «интеллектуальные» ПИП. Для таких преобразователей трехуровневая система АИИС может быть трансформирована в двухуровневую ПИП - ПЭВМ, в которой сбор данных с точек учета ведется через определенную среду связи непосредственно в ПЭВМ (например, все «интеллектуальные» электросчетчики «ЕвроАльфа» подключаются к ПЭВМ по интерфейсу RS-485 с использованием одной четырехпроводной линии связи).

Однако, такой способ организации АИИС связан с большими финансовыми затратами на приобретение дорогих «интеллектуальных» ПИП.

Современные АИИС в большинстве случаев строятся по трехуровневому принципу, при котором:

· объектами первого (низшего) уровня являются ПИП, формирующие первичную измерительную информацию в виде тех или иных электрических сигналов;

· объектами второго уровня являются контроллеры (устройства сбора и передачи данных - УСПД), осуществляющие прием данных от ПИП, их первичную обработку, временное хранение и передачу на верхний уровень;

· объектами верхнего уровня является центральное вычислительное устройство (ЦВУ – ПЭВМ) со специализированным программным обеспечением, сервер базы данных АИИС, хранящий результаты измерений, а также автоматизированные рабочие места пользователей АИИС (АРМ), объединенные с сервером локальной вычислительной сетью.

Рис. 13 Упрощенная функциональная схема трехуровневой АИИС

В частном случае построения АИИС для учета электрической энергии в качестве ПИП выступает традиционный измерительный комплекс учета, состоящий из измерительных преобразователей тока и напряжения и электросчетчика, имеющего импульсный (телеметрический) или цифровой выход.

6.3.1. Каналы связи

Обмен данными между уровнями АИИС производится по каналам связи, в качестве которых могут использоваться:

· выделенные физические линии;

· коммутируемые каналы АТС;

· линии GSM-связи;

· высокочастотные каналы связи по линиям электропередач;

· УКВ-радиоканалы;

· оптоволоконные каналы связи.

В понятие канала связи входят не только линии связи, но и обслуживающее их оборудование (модемы, радиомодемы, аппаратура частотного уплотнения, преобразователи интерфейсов и т.д.).

Развитие телекоммуникаций и глобальной сети Internet сделало возможным объединение отдельных локальных АИИС в интегрированные системы регионального и даже общегосударственного уровня. В качестве первых могут служить АИИС региональных энергосистем, создаваемые на базе АИИС отдельных сетевых предприятий и энергетических объектов, а в качестве второй - создаваемая в настоящее время интегрированная АИИС оптового рынка электрической энергии и мощности.

Обмен данными между первым и вторым уровнями АИИС происходит, как правило, с использованием выделенных физических линий, по которым результаты измерений ПИП передаются в виде электрических сигналов, уровень которых соответствует результатам измерений.

Обмен данными между средним и верхним уровнями АИИС производится по каналам связи, которые обычно определяются конкретными условиями построения системы. При этом, как правило, используются стандартные интерфейсы передачи данных, наиболее распространенными из которых являются «токовая петля», RS-232 и RS-485. Обмен данными должен производиться на согласованных между приемником и передатчиком скоростях и в определенных форматах, которые определяются протоколами (правилами). До настоящего времени разработчики АИИС не имеют нормативных документов, определяющих требования к протоколам передачи данных. Поэтому довольно часто интеграция технических и программных продуктов различных разработчиков в единую систему сопряжена с дополнительными трудностями по их доработке.

Создание АИИС конкретного предприятия должно проводиться при четком представлении специалистами предприятия и его руководителями тех задач, которые они ставят перед автоматизированной системой. Это во многом будет определять структуру системы, выбор технических и программных средств, а в конечном итоге размер затрат на ее создание.

Дата добавления: 2014-11-08