Гост аскуэ – РД 34.11.114-98 Автоматизированные системы контроля и учета электроэнергии и мощности. Основные нормируемые метрологические характеристики. Общие требования

ПНСТ 159-2016 Автоматизированные информационно-измерительные системы коммерческого учета электрической энергии. Общие технические условия, ПНСТ от 10 ноября 2016 года №159-2016

ПНCТ 159-2016

ОКС 17.220.20

Срок действия с 2017-07-01
по 2020-06-30

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН Федеральным государственным унитарным предприятием «Всероссийский научно-исследовательский институт стандартизации и сертификации в машиностроении» (ВНИИНМАШ)

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 232 «Оборудование и аппаратура для измерения электроэнергии, электрических и электромагнитных величин»

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 10 ноября 2016 г. N 81-пнст

4 ПЕРЕИЗДАНИЕ. Апрель 2019 г.

Правила применения настоящего стандарта и проведения его мониторинга установлены в ГОСТ Р 1.16-2011 (разделы 5 и 6).

Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии собирает сведения о практическом применении настоящего стандарта. Данные сведения, а также замечания и предложения по содержанию стандарта можно направить не позднее чем за 4 мес до истечения срока его действия разработчику настоящего стандарта по адресу: 111116 Москва, ул.Авиамоторная, д.6 и/или в Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии по адресу: 109074 Москва, Китайгородский проезд, д.7, стр.1.

В случае отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячном информационном указателе «Национальные стандарты» и также будет размещено на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (www.gost.ru)

Введение

Настоящий стандарт распространяется на автоматизированные информационно-измерительные системы коммерческого учета электрической энергии (далее — АИИС КУЭ), основные положения которого могут быть распространены на автоматизированные информационно-измерительные системы технического учета электрической энергии.

Настоящий стандарт является основополагающим для АИИС КУЭ, и на его основе следует разрабатывать технические требования, уточняющие отдельные аспекты формирования АИИС КУЭ конкретного вида (типа), а именно — требования к форматам и протоколам передачи информации между системными уровнями, требования к прикладному программному обеспечению как отдельных структурных элементов (приборов учета, устройств сбора и передачи информации), так и всей системы в целом.

Стандарт разработан впервые.

Аналогичных международных и региональных стандартов нет.

Целью настоящего стандарта является установление общих требований к АИИС КУЭ в части принципов системного построения, метрологических требований, влияния внешних воздействий, электромагнитной совместимости, правил приемки и методов испытаний и, как следствие, определение основных направлений и принципов организации учета электрической энергии, создание единой концепции совершенствования и развития комплексов учета электрической энергии распределительного электросетевого комплекса.

1 Область применения

Настоящий стандарт распространяется на автоматизированные информационно-измерительные системы коммерческого учета электрической энергии (далее — АИИС КУЭ), измерительные каналы (ИК) которых состоят из электромагнитных трансформаторов тока (ТТ) и напряжения (ТН) и счетчиков электрической энергии, изготавливаемых по ГОСТ 31818.11.

Настоящий стандарт устанавливает общие требования к АИИС КУЭ в части принципов системного построения, метрологических требований, влияния внешних воздействий, электромагнитной совместимости, правил приемки и методов испытаний, требований к эксплуатации.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 2.601 Единая система конструкторской документации. Эксплуатационные документы

ГОСТ 2.610 Единая система конструкторской документации. Правила выполнения эксплуатационных документов

ГОСТ 12.1.002 Система стандартов безопасности труда. Электрические поля промышленной частоты. Допустимые уровни напряженности и требования к проведению контроля на рабочих местах

ГОСТ 12.1.003 Система стандартов безопасности труда. Шум. Общие требования безопасности

ГОСТ 12.1.004 Система стандартов безопасности труда. Пожарная безопасность. Общие требования

ГОСТ 12.1.006 Система стандартов безопасности труда. Электромагнитные поля радиочастот. Допустимые уровни на рабочих местах и требования к проведению контроля

ГОСТ 12.1.012 Система стандартов безопасности труда. Вибрационная безопасность. Общие требования

ГОСТ 12.1.019 Система стандартов безопасности труда. Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты

ГОСТ 12.1.030 Система стандартов безопасности труда. Электробезопасность. Защитное заземление, зануление

ГОСТ 12.1.038 Система стандартов безопасности труда. Электробезопасность. Предельно допустимые значения напряжений прикосновения и токов

ГОСТ 12.1.045 Система стандартов безопасности труда. Электростатические поля. Допустимые уровни на рабочих местах и требования к проведению контроля

ГОСТ 12.2.003 Система стандартов безопасности труда. Оборудование производственное. Общие требования безопасности

ГОСТ 12.2.007.0 Система стандартов безопасности труда. Изделия электротехнические. Общие требования безопасности

ГОСТ 12.2.007.3 Система стандартов безопасности труда. Электротехнические устройства на напряжение свыше 1000 В. Требования безопасности

ГОСТ 34.603 Информационная технология. Виды испытаний автоматизированных систем

ГОСТ 1983 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия

ГОСТ 7746 Трансформаторы тока. Общие технические условия

ГОСТ 25980 Вибрация. Средства защиты. Номенклатура параметров

ГОСТ 27300 Информационно-измерительные системы. Общие требования, комплектность и правила составления эксплуатационной документации

ГОСТ 30804.4.2 (IEC 61000-4-2:2008) Совместимость технических средств электромагнитная. Устойчивость к электростатическим разрядам. Требования и методы испытаний

ГОСТ 30804.4.3 (IEC 61000-4-3:2006) Совместимость технических средств электромагнитная. Устойчивость к радиочастотному электромагнитному полю. Требования и методы испытаний

ГОСТ 30804.4.11 (IEC 61000-4-11:2004) Совместимость технических средств электромагнитная. Устойчивость к провалам, кратковременным прерываниям и изменениям напряжения электропитания. Требования и методы испытаний

ГОСТ 30805.22 (CISPR 22:2006) Совместимость технических средств электромагнитная. Оборудование информационных технологий. Радиопомехи индустриальные. Нормы и методы измерений

ГОСТ 31818.11 (IEC 62052-11:2003) Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Общие требования. Испытания и условия испытаний. Часть 11. Счетчики электрической энергии

ГОСТ 31819.11 (IEC 62053-11:2003) Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 11. Электромеханические счетчики активной энергии классов точности 0,5; 1 и 2

ГОСТ 31819.21 (IEC 62053-21:2003) Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 21. Статические счетчики активной энергии классов точности 1 и 2

ГОСТ 31819.22 (IEC 62053-22:2003) Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S

ГОСТ 31819.23 (IEC 62053-23:2003) Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии

ГОСТ IEC 61107-2011 Обмен данными при считывании показаний счетчиков, тарификации и управлении нагрузкой. Прямой локальный обмен данными

ГОСТ Р 8.654 Государственная система обеспечения единства измерений. Требования к программному обеспечению средств измерений. Основные положения

ГОСТ Р 52069.0 Защита информации. Система стандартов. Основные положения

ГОСТ Р 51317.6.5 (МЭК 61000-6-5:2001) Совместимость технических средств электромагнитная. Устойчивость к электромагнитным помехам технических средств, применяемых на электростанциях и подстанциях. Требования и методы испытаний

Примечание — При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты» за текущий год. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого стандарта с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого стандарта с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 автоматизированная информационно-измерительная система; (АИИС): Функционально и информационно объединенная совокупность средств измерительной техники, средств автоматизации, каналов связи, специализированных программных средств, предназначенная для получения, регистрации, сбора, привязки к времени измерения, обработки, хранения, передачи по заданным правилам в другие системы измерительной информации, характеризующей охватываемый данной системой объект.

3.2 система учета электрической энергии: Совокупность информационно-измерительных комплексов учета электрической энергии, состоящих из приборов учета электрической энергии, измерительных трансформаторов тока и напряжения, вторичных измерительных цепей, контроллеров связи, концентраторов, УСПД, ИВК, а также системы единого времени, предназначенной для измерения электрической энергии.

3.3 коммерческий учет: Система измерений объемов фактического производства и потребления электрической энергии (мощности) на оптовом рынке и сбора информации о них.

3.4 регистрация результатов измерений: Ручное или автоматическое первичное протоколирование («фиксация», запись на предназначенный для этой цели носитель) измеренных значений величин, полученных в результате прямых измерений.

Примечания

1 Прямое измерение — по [1].

2 Измеренное значение величины — по [2].

3 Время также является измеряемой величиной и, соответственно, может подлежать регистрации.

3.5 прибор учета (узел, система, АИИС): Средство измерений соответствующего вида, предназначенное для использования полученных с его помощью результатов измерений в целях учета.

Примечание — Приборы и системы учета могут включать в себя дополнительные технические и программные средства, предназначенные для выполнения требований, вытекающих из поставленной задачи учета (например, коммерческий учет количества и качества энергоресурса определенного вида, антивандальные функции и пр.).

3.6 учет: Сбор и обработка информации о наличии и использовании ресурсов различного вида для планирования, коммерческих расчетов, анализа производственных показателей и других целей управления.

3.7 измерительно-информационный комплекс точки измерений; (ИИК): Функционально объединенная и территориально локализованная совокупность программно-технических средств учета электрической энергии по данной точке измерений, в которой формируются и преобразуются сигналы, содержащие количественную информацию об измеряемых величинах, реализуются вычислительные и логические операции, предусмотренные процессом измерений, а также интерфейс доступа к информации по данной точке измерений электрической энергии.

Примечание — Измерительно-информационный комплекс точки измерений является сложным измерительным каналом, представляющим собой совокупность нескольких простых измерительных каналов, с выхода которых используются сигналы для получения результата косвенных, совокупных или совместных измерений.

3.8 информационно-вычислительный комплекс; (ИВК): Совокупность функционально объединенных программных, информационных и технических средств, предназначенная для решения задач сбора, обработки и хранения результатов измерений, поступающих от ИВКЭ и ИИК, их агрегирования, а также обеспечения интерфейсов доступа к этой информации.

3.9 информационно-вычислительный комплекс электроустановки; (ИВКЭ): Совокупность функционально объединенных программных и технических средств, предназначенная для решения задач сбора и обработки результатов измерений, диагностики и параметрирования средств измерений в пределах одной электроустановки, а также обеспечения интерфейсов доступа к этой информации.

3.10 устройство сбора и передачи данных; (УСПД) (промышленный контроллер): Техническое средство ИВКЭ, предназначенное для непрерывного функционирования в помещениях с повышенной опасностью [4], с возможностью установки в ограниченных пространствах при условии удобства их технического обслуживания.

3.11 система обеспечения единого времени; (СОЕВ): Функционально объединенная совокупность программно-технических средств измерений и синхронизации времени в данной автоматизированной информационно-измерительной системе, в которой формируются и последовательно преобразуются сигналы, содержащие количественную информацию об измеряемой величине времени.

Примечание — СОЕВ является техническим средством, которое выполняет законченную функцию синхронизации часов счетчиков электрической энергии и информационно-вычислительных комплексов со шкалой всемирного координированного времени Российской Федерации UTC (SU) и имеет нормированные метрологические характеристики.

3.12 служебная информация: Данные, необходимые для контроля исправности технических средств коммерческого учета (результаты диагностики аппаратуры), и информация о внешних и внутренних событиях, влияющих на эти данные или качество функционирования технических средств коммерческого учета (электронные журналы событий программно-технических средств).

3.13 точка учета (измерения): Место расположения и подключения приборов коммерческого учета на элементе электрической сети, в котором значение измерений физической величины используется в целях коммерческого учета.

3.14 энергоустановка: Комплекс взаимосвязанного оборудования и сооружений, предназначенный для производства или преобразования, передачи, накопления, распределения или потребления электрической энергии.

3.15 уровень иерархии: Множество элементов иерархии в системе, находящихся на одном и том же расстоянии от начала иерархической структуры.

3.16 электронный документ: Документ, в котором информация представлена в электронно-цифровой форме.

3.17 абонент: Юридические лица, государственные, муниципальные и иные учреждения, индивидуальные предприниматели, объединения граждан (товарищества собственников жилья, садоводческие некоммерческие товарищества, потребительские и гаражные кооперативы), приобретающие электрическую энергию у контрагентов для собственных нужд, целей предпринимательской деятельности и имеющие на праве собственности или на ином законном основании энергопринимающие устройства, присоединенные к электрической сети, а также физические лица, приобретающие электрическую энергию у контрагентов для личных, семейных, домашних и иных нужд, не связанных с осуществлением предпринимательской деятельности, и имеющие на праве собственности или на ином законном основании энергопринимающие устройства.

3.18 граница балансовой принадлежности: Линия раздела объектов электроэнергетики между владельцами по признаку собственности или владения на ином, предусмотренном федеральными законами основании, определяющая границу эксплуатационной ответственности между сетевой организацией и потребителем услуг по передаче электрической энергии (потребителем электрической энергии, в интересах которого заключается договор об оказании услуг по передаче электрической энергии) за состояние и обслуживание электроустановок.

3.19 единство измерений: По [1].

3.20 защита программного обеспечения (ПО) и данных от несанкционированного доступа и изменений: Комплекс мер, направленных на предотвращение получения защищаемой информации, обнаружение, отображение и/или устранение сбоев (функциональных дефектов) и искажений, которые нарушают целостность ПО и данных, проводимых на техническом (аппаратном) и/или на программном уровнях.

3.21 идентификационные данные (признаки) ПО: По ГОСТ Р 8.654.

3.22 идентификация ПО: По ГОСТ Р 8.654.

3.23 метрологически значимая часть ПО: По ГОСТ Р 8.654.

3.24 непреднамеренные изменения ПО: По ГОСТ Р 8.654.

3.25 преднамеренные изменения ПО: По ГОСТ Р 8.654.

3.26 целостность программного обеспечения данных: По ГОСТ Р 8.654.

3.27 измерение электрической энергии и мощности: Совокупность операций, выполняемых для определения количественного значения электрической энергии и мощности.

3.28 класс точности счетчика электрической энергии: По ГОСТ 31818.11.

3.29 контрольная (инструментальная) проверка: Проведение технической проверки состояния схем измерения и работы средств учета электрической энергии с использованием контрольно-диагностического оборудования и оформлением соответствующего акта.

3.30 метрологические требования: Требования к характеристикам (параметрам) средств измерений, влияющим на результат и показатели точности измерений, а также к условиям, при которых эти характеристики (параметры) должны быть обеспечены.

Примечание — Для каждого типа средств измерений устанавливают свои метрологические характеристики. Метрологические характеристики, устанавливаемые нормативными документами, называют нормируемыми метрологическими характеристиками, а определяемые экспериментально — действительными.

3.31 протокол связи: Набор соглашений интерфейса логического уровня, которые определяют обмен данными между различными программами.

3.32 средства учета электрической энергии: Совокупность устройств, обеспечивающих измерение и учет электрической энергии (мощности), в том числе измерительные трансформаторы тока и напряжения, счетчики электрической энергии, телеметрические датчики, информационно-измерительные системы (ИИС) и их линии связи, и соединенных между собой по установленной схеме.

3.33 устройство синхронизации системного времени; (УССВ): Многофункциональное устройство, работающее в автоматическом режиме, выполняющее синхронизацию времени от внешнего эталонного источника времени, поддержание (измерение) системного времени и синхронизацию времени программно-технических средств, входящих в систему учета электрической энергии, имеющих с УССВ интерфейсы аппаратного и информационного взаимодействия по заданному регламенту, а также может функционально входить в состав других элементов: УСПД, ИВК и т.п.

3.34 электрическая подстанция ПС: Энергоустановка, предназначенная для приема, преобразования и распределения электрической энергии, состоящая из трансформаторов или других преобразователей электрической энергии, устройств управления, распределительных и вспомогательных устройств.

Примечание — В зависимости от преобладания той или иной функции они называются трансформаторными или преобразовательными.

3.35 энергообъект: Тепловые электростанции, работающие на органическом топливе, гидроэлектростанции, электрические и тепловые сети Российской Федерации и организации, выполняющие работы применительно к этим объектам.

3.36 IP-адрес: Уникальный сетевой адрес узла в информационной сети, построенной по протоколу IP.

4 Технические требования

4.1 Общие требования к автоматизированной информационно-измерительной системе коммерческого учета электрической энергии

4.1.1 АИИС КУЭ следует создавать на границе балансовой принадлежности как иерархическую, территориально (географически) распределенную систему. В случае технической (технологической) невозможности установки АИИС КУЭ на границе балансовой принадлежности она может быть установлена в местах, максимально приближенных к границе балансовой принадлежности.

Допускается установка контрольных точек учета для выявления потерь и хищения электрической энергии, а также для замещающего учета в случае выхода из строя расчетного прибора учета.

4.1.2 В состав ИИК учета электрической энергии в качестве компонентов могут входить нагрузочные устройства во вторичных цепях трансформаторов тока (ТТ) и трансформаторов напряжения (ТН).

4.1.3 При организации автоматизированного сбора данных с уровня ИИК на уровне ИВКЭ могут применяться УСПД, технические средства приема-передачи данных. Допускается организация автоматизированного сбора данных с уровня ИВКЭ без применения УСПД в соответствии с проектным решением. Пространственно распределенная структура расположения точек учета электрической энергии и централизованная обработка данных учета электрической энергии в центрах сбора и обработки данных (ЦСОД) предполагают реализацию иерархической структуры сбора данных учета электрической энергии. Такая структура должна обеспечить сбор и передачу данных учета электрической энергии от приборов учета в ЦСОД.

4.2 Общие требования к измерительно-информационному комплексу

4.2.1 Средства измерений (СИ), включаемые в состав ИИК, должны быть зарегистрированы в реестре СИ Федерального информационного фонда по обеспечению единства измерений и допущены к применению в Российской Федерации.

СИ должны соответствовать требованиям настоящего стандарта, иметь свидетельства о поверке и быть опломбированы в установленном порядке.

4.2.2 Конструкция измерительных вторичных цепей должна обеспечивать возможность опломбирования клемм вторичных цепей тока и напряжения, коммутационных аппаратов в цепях первичного и вторичного напряжения ТН во включенном состоянии, если отключение невозможно (в том числе автоматическое), без разрушения пломб и знаков визуального контроля.

Подключение счетчиков электрической энергии трансформаторного включения следует осуществлять через специальные клеммные зажимы, обеспечивающие безопасное закорачивание вторичных цепей ТТ, отключение токовых цепей счетчика электрической энергии и цепей напряжения в каждой фазе счетчика электрической энергии при его замене или поверке, а также включение эталонного счетчика электрической энергии без отсоединения проводов и кабелей. Испытательные колодки должны обеспечивать возможность их опломбирования для исключения доступа к вторичным измерительным цепям.

4.2.3 Установку счетчиков электрической энергии и электропроводки к ним следует осуществлять в соответствии с требованиями [3].

В схеме ИИК должна быть предусмотрена возможность замены счетчика электрической энергии и подключения эталонного счетчика без прекращения передачи электрической энергии по элементам электрической сети, на которых установлен данный ИИК.

4.2.4 Метрологические характеристики ИИК при числе ИК в ИИК более одного следует нормировать для каждого ИК или для группы одинаковых по составу и диапазонам измерений ИК в виде границ интервалов допускаемых погрешностей при доверительной вероятности 0,95.

Границы допускаемой погрешности ИК должны быть заданы в техническом задании (ТЗ) и нормированы в эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.

Выбор масштабных (первичных) преобразователей напряжения и тока и приборов учета следует выполнять таким образом, чтобы границы погрешности ИК при доверительной вероятности 0,95 не превышали указанных в ТЗ на ИИК значений для возможных сочетаний в данной АИИС КУЭ значений напряжений, токов и углов сдвига фаз.

4.2.5 Рекомендуемые классы точности и характеристики СИ приведены в таблице 1.

Таблица 1

Объект измерений	Класс точности, не ниже, для:
	счетчика активной энергии	счетчика реактивной энергии	ТТ	TH
Объекты сетевых предприятий
Линии электропередачи 220 кВ и выше	0,2S	0,5 (1,0)	0,2S	0,2
Линии электропередачи и вводы 35-110 кВ	0,5S	1,0	0,5S	0,5
Линии электропередачи и вводы 6-10 кВ с присоединенной мощностью 5 МВт и более	0,5S	1,0	0,5S	0,5
Отходящие линии и вводы 0,4 кВ	0,5	1,0	0,5	—
Потребители мощностью 100 МВт и более	0,2S	0,5 (1,0)	0,2S	0,2
Потребители мощностью >670 кВА (до 100 MBA)

docs.cntd.ru

СТО 70238424.17.220.20.003-2011 Автоматизированные информационно-измерительные системы учета электроэнергии (АИИС УЭ). Условия создания. Нормы и требования

Некоммерческое Партнерство «Инновации в электроэнергетике»

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ

СТО 70238424.17.220.20.003-2011

АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ ИНФОРМАЦИОННО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ
СИСТЕМЫ УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ (АИИС УЭ)
УСЛОВИЯ СОЗДАНИЯ
НОРМЫ И ТРЕБОВАНИЯ

Дата введения — 2011-12-01

Москва

2011

Предисловие

Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. № 184-ФЗ «О техническом регулировании», объекты стандартизации и общие положения при разработке и применении стандартов организаций Российской Федерации — ГОСТ Р 1.4-2004 «Стандартизация в Российской Федерации. Стандарты организаций. Общие положения», общие требования к построению, изложению, оформлению, содержанию и обозначению межгосударственных стандартов, правил и рекомендаций по межгосударственной стандартизации и изменений к ним — ГОСТ 1.5-2001, правила построения, изложения, оформления и обозначения национальных стандартов Российской Федерации, общие требования к их содержанию, а также правила оформления и изложения изменений к национальным стандартам Российской Федерации — ГОСТ Р 1.5-2004.

Сведения о стандарте

1 РАЗРАБОТАН Открытым акционерным обществом «Научно-технический центр электроэнергетики» (ОАО «НТЦ электроэнергетики»)

2 ВНЕСЕН Комиссией по техническому регулированию НП «ИНВЭЛ»

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказ НП «ИНВЭЛ» от 01.11.2011 № 109/4

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

СОДЕРЖАНИЕ

files.stroyinf.ru

расшифровка, требования, обслуживание :: SYL.ru

АИИС КУЭ (АСКУЭ)– это автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета. Представленная технология позволяет снимать и контролировать показания приборов в режиме реального времени. Для выполнения поставленной задачи используется целый комплекс средств, который обеспечивает снятие, кодирование, передачу и декодирование информации.

Технология является ключевой для энергосбытовых подразделений, что прямым образом влияет на доход энергоснабжающей организации. Системы такого типа внедряют уже давно, но в странах СНГ охват потребителей незначительный. К примеру, в Республике Беларусь он составляет всего 16%, в России около 18%. Заметим, что по регионам картина сильно разнится.

Назначение

Основным назначением АИИС КУЭ является оперативное снятие информации относительно потребляемой электрической энергии. Представленная система обеспечивает прямой доступ к коммерческому учету, что предполагает получение критической информации. Использование последней позволяет:

1. Рассчитывать нормативы потерь, формировать балансы и дисбалансы, что является неотъемлемой частью тарифной системы.
2. Снимать основные показатели, за которые осуществляется оплата. В частности, потребленная электроэнергия кВт*ч, а также потребляемая мощность. Последнее актуально для двухставочных, крупных заводов.
3. Контролировать работоспособность распределительной сети, выявлять узкие места. В некоторых случаях бороться с коммерческими потерями.

Выполнение назначения зависит от правильности организации системы, своевременности обслуживания и заинтересованности персонала в эффективной работе.

Преимущества

Достоинства внедрения такой системы выражаются в следующих моментах:

1. Правильный и своевременный учет электрической энергии, что позволяет сократить затратную часть. Пользователь электроэнергии не может схитрить и заплатить меньше потребления.
2. Сокращает потребность в дополнительных обходах контроллеров, да и в данной профессии практически полностью. Вместе с этим требуются более квалифицированные кадры по обслуживанию электроустановок.
3. Позволяет сокращать коммерческие потери и выявлять технические. Обмануть систему становится проблематично с новыми счетчиками АИИС КУЭ удаленного отключения и дополнительными средствами защиты.

Основным недостатком представленной системы является ненадежность современного оборудования, а также высокая стоимость внедрения.

Нормативные документы

Регулирование вопросов по учету электрической энергии определяется местными и федеральными нормативно-правовыми актами. Некоторые моменты регулируются правилами устройства электроустановок, типовыми инструкциями по учету электроэнергии, а также различными циркулярами.

Для Российской Федерации основной законодательной базой являются акт «Об обеспечении единства измерений» и Инструкция по организации работы по расчету и обоснованию нормативных показателей на технологический расход на передачу электроэнергии. Выбор измерительного оборудования регламентируется ГОСТ 52323-2005, 7746-2001 и 1983-2001.

Требования, предъявляемые к АИИС КУЭ

К информационно-измерительной системе предъявляются следующие требования:

1. Точность. Информационный поток, который формируется и передается на пульт сбытовой организации, обязан быть точным. Это является гарантией правильного исчисления потребляемой электрической энергии.
2. Надежность. Система не должна давать сбоев, а при выявлении таковых информировать о проблеме. Подобный подход позволяет поддерживать аппаратуру в исправном состоянии.
3. Удаленность. Оборудование АИИС КУЭ должно выполнять поставленную задачу в любой точке, независимо от удаленности УСПД и серверной части.
4. Многовекторность. Современные устройства и системы должны обеспечивать не только снятие показаний приборов учета, но и другие параметры, к примеру, мощность.
5. Наглядность. Информация, поступающая на пульт управления, должна быть наглядной для возможности ее применения для нужд оператора.

Перейдем к принципу работы и оборудованию, которое задействовано в АИИС КУЭ.

Принцип работы

Для организации автоматизированной системы необходимо стандартное оборудование, куда входит электронный прибор учета, УСПД, витая пара для соединения модема и счетчика, серверная часть. В некоторых случаях учет становится сам передатчиком информационного потока, так как обладает 3G-связью. Реализация АСКУЭ в многоэтажных домах и на предприятиях требует разработки проектной документации.

Сам процесс осуществляется следующим образом:

1. В серверную часть поступает сигнал на УСПД о необходимости снять показания приборов учета.
2. Команда передается по витой паре к учету, после чего происходит сбор и возврат информации.
3. Закодированные данные передаются обратно к серверной части, где осуществляется декодирование информационного потока.
4. Оператор ЭВМ использует полученные показания для определенных нужд.

Следует отметить, что в большинстве случаев информация поступает автоматически в заданный интервал времени. Обычно каждый час, но бывает и чаще. Количество обновлений влияет на стоимость, так как задействована в основном передача данных через сеть 3G.

Обслуживание оборудования

Обслуживание АИИС КУЭ осуществляется на основании внутренних нормативно-правовых актов и инструкций. Действия должны реализовываться периодически, при этом необходимо выявлять:

1. Тестирование данных, периодический контроль точности снятия показаний учета. Специалист обязан провести серию тестов, которые позволяют определить правильность выполнения назначенных функций.
2. Устранение дефектов при обнаружении их физически или на удаленном расстоянии. В большинстве случаев современные системы выводят ошибки самостоятельно.
3. Регулярные профилактические мероприятия, которые должны выполнять не менее 1 раза в год. Это касается и приборов учета, которые подключены к системе, а также трансформаторов тока.

В современных реалиях осуществлять подобный контроль и обслуживание не всегда получается. Это связывается с большим объемом потребителей в сети.

Несколько слов об умных сетях

Требования к АИИС КУЭ значительно повышаются в последнее время. Это проявляется в совершенствовании систем и постоянном поиске новых, более точных способов учета с низкой стоимостью. Следует отметить, что во многих странах Европы внедрение такой автоматизации началось намного раньше, чем в СНГ. Обширная сеть играет гораздо большую роль, чем снятие показаний.

Подобная технология позволяет детально регулировать выработку электрической энергии, контролировать загруженность основного оборудования, правильно выбирать режимы. Кроме этого, такие системы значительно преобразили взаимоотношения между потребителями и электроснабжающими организациями. Все стало более приемлемо и прозрачно.

В заключение

Расшифровка АИИС КУЭ – автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии. Используется для своевременного, оперативного снятия информации относительно потребляемой электроэнергии потребителями. Система пользуется популярностью и требует внедрения для сокращения обмана при оплате, выявления потерь электрической энергии, автоматизации платежей.

Комплекс состоит из специализированного оборудования, которое обеспечивает снятие, кодировку, передачу и декодирование информации. Это предполагает наличие серверной части, а также привязки приборов учета к специализированным модемам. Использование технологии применимо только к электронным приборам.

Обслуживание осуществляется согласно внутренним нормативным актам каждой организации, однако сроки не должны быть выше рекомендуемых нормативно-правовым актом федерального значения. В большинстве современных стран первая стадия перехода на «умные сети» предполагала внедрение умных приборов учета, являющихся типом АИИС КУЭ из описания.

www.syl.ru

МИ 2999-2011 Рекомендация. ГСОЕИ. Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Рекомендации по составлению описания типа

Искать все виды документовДокументы неопределённого видаISOАвиационные правилаАльбомАпелляционное определениеАТКАТК-РЭАТПЭАТРВИВМРВМУВНВНиРВНКРВНМДВНПВНПБВНТМ/МЧМ СССРВНТПВНТП/МПСВНЭВОМВПНРМВППБВРДВРДСВременное положениеВременное руководствоВременные методические рекомендацииВременные нормативыВременные рекомендацииВременные указанияВременный порядокВрТЕРВрТЕРрВрТЭСНВрТЭСНрВСНВСН АСВСН ВКВСН-АПКВСПВСТПВТУВТУ МММПВТУ НКММПВУП СНЭВУППВУТПВыпускГКИНПГКИНП (ОНТА)ГНГОСТГОСТ CEN/TRГОСТ CISPRГОСТ ENГОСТ EN ISOГОСТ EN/TSГОСТ IECГОСТ IEC/PASГОСТ IEC/TRГОСТ IEC/TSГОСТ ISOГОСТ ISO GuideГОСТ ISO/DISГОСТ ISO/HL7ГОСТ ISO/IECГОСТ ISO/IEC GuideГОСТ ISO/TRГОСТ ISO/TSГОСТ OIML RГОСТ ЕНГОСТ ИСОГОСТ ИСО/МЭКГОСТ ИСО/ТОГОСТ ИСО/ТСГОСТ МЭКГОСТ РГОСТ Р ЕНГОСТ Р ЕН ИСОГОСТ Р ИСОГОСТ Р ИСО/HL7ГОСТ Р ИСО/АСТМГОСТ Р ИСО/МЭКГОСТ Р ИСО/МЭК МФСГОСТ Р ИСО/МЭК ТОГОСТ Р ИСО/ТОГОСТ Р ИСО/ТСГОСТ Р ИСО/ТУГОСТ Р МЭКГОСТ Р МЭК/ТОГОСТ Р МЭК/ТСГОСТ ЭД1ГСНГСНрГСССДГЭСНГЭСНмГЭСНмрГЭСНмтГЭСНпГЭСНПиТЕРГЭСНПиТЕРрГЭСНрГЭСНсДИДиОРДирективное письмоДоговорДополнение к ВСНДополнение к РНиПДСЕКЕНВиРЕНВиР-ПЕНиРЕСДЗемЕТКСЖНМЗаключениеЗаконЗаконопроектЗональный типовой проектИИБТВИДИКИМИНИнструктивное письмоИнструкцияИнструкция НСАМИнформационно-методическое письмоИнформационно-технический сборникИнформационное письмоИнформацияИОТИРИСОИСО/TRИТНИТОсИТПИТСИЭСНИЭСНиЕР Республика КарелияККарта трудового процессаКарта-нарядКаталогКаталог-справочникККТКОКодексКОТКПОКСИКТКТПММ-МВИМВИМВНМВРМГСНМДМДКМДСМеждународные стандартыМетодикаМетодика НСАММетодические рекомендацииМетодические рекомендации к СПМетодические указанияМетодический документМетодическое пособиеМетодическое руководствоМИМИ БГЕИМИ УЯВИМИГКМММНМОДНМонтажные чертежиМос МУМосМРМосСанПинМППБМРМРДСМРОМРРМРТУМСанПиНМСНМСПМТМУМУ ОТ РММУКМЭКННАС ГАНБ ЖТНВННГЭАНДНДПНиТУНКНормыНормы времениНПНПБНПРМНРНРБНСПНТПНТП АПКНТП ЭППНТПДНТПСНТСНЦКРНЦСОДМОДНОЕРЖОЕРЖкрОЕРЖмОЕРЖмрОЕРЖпОЕРЖрОКОМТРМОНОНДОНКОНТПОПВОПКП АЭСОПНРМСОРДОСГиСППиНОСНОСН-АПКОСПОССПЖОССЦЖОСТОСТ 1ОСТ 2ОСТ 34ОСТ 4ОСТ 5ОСТ ВКСОСТ КЗ СНКОСТ НКЗагОСТ НКЛесОСТ НКМОСТ НКММПОСТ НКППОСТ НКПП и НКВТОСТ НКСМОСТ НКТПОСТ5ОСТНОСЭМЖОТРОТТПП ССФЖТПБПБПРВПБЭ НППБЯПВ НППВКМПВСРПГВУПереченьПиН АЭПисьмоПМГПНАЭПНД ФПНД Ф СБПНД Ф ТПНСТПОПоложениеПорядокПособиеПособие в развитие СНиППособие к ВНТППособие к ВСНПособие к МГСНПособие к МРПособие к РДПособие к РТМПособие к СНПособие к СНиППособие к СППособие к СТОПособие по применению СППостановлениеПОТ РПОЭСНрППБППБ-АСППБ-СППБВППБОППРПРПР РСКПР СМНПравилаПрактическое пособие к СППРБ АСПрейскурантПриказПротоколПСРр Калининградской областиПТБПТЭПУГПУЭПЦСНПЭУРР ГазпромР НОПРИЗР НОСТРОЙР НОСТРОЙ/НОПР РСКР СМНР-НП СРО ССКРазъяснениеРаспоряжениеРАФРБРГРДРД БГЕИРД БТРД ГМРД НИИКраностроенияРД РОСЭКРД РСКРД РТМРД СМАРД СМНРД ЭОРД-АПКРДИРДМРДМУРДПРДСРДТПРегламентРекомендацииРекомендацияРешениеРешение коллегииРКРМРМГРМДРМКРНДРНиПРПРРТОП ТЭРС ГАРСНРСТ РСФСРРСТ РСФСР ЭД1РТРТМРТПРУРуководствоРУЭСТОП ГАРЭГА РФРЭСНрСАСанитарные нормыСанитарные правилаСанПиНСборникСборник НТД к СНиПСборники ПВРСборники РСН МОСборники РСН ПНРСборники РСН ССРСборники ценСБЦПСДАСДАЭСДОССерияСЗКСНСН-РФСНиПСНиРСНККСНОРСНПСОСоглашениеСПСП АССП АЭССправочникСправочное пособие к ВСНСправочное пособие к СНиПСправочное пособие к СПСправочное пособие к ТЕРСправочное пособие к ТЕРрСРПССНССЦСТ ССФЖТСТ СЭВСТ ЦКБАСТ-НП СРОСТАСТКСТМСТНСТН ЦЭСТОСТО 030 НОСТРОЙСТО АСЧМСТО БДПСТО ВНИИСТСТО ГазпромСТО Газпром РДСТО ГГИСТО ГУ ГГИСТО ДД ХМАОСТО ДОКТОР БЕТОНСТО МАДИСТО МВИСТО МИСТО НААГСТО НАКССТО НКССТО НОПСТО НОСТРОЙСТО НОСТРОЙ/НОПСТО РЖДСТО РосГеоСТО РОСТЕХЭКСПЕРТИЗАСТО САСТО СМКСТО ФЦССТО ЦКТИСТО-ГК «Трансстрой»СТО-НСОПБСТПСТП ВНИИГСТП НИИЭССтП РМПСУПСССУРСУСНСЦНПРТВТЕТелеграммаТелетайпограммаТематическая подборкаТЕРТЕР Алтайский крайТЕР Белгородская областьТЕР Калининградской областиТЕР Карачаево-Черкесская РеспубликаТЕР Краснодарского краяТЕР Мурманская областьТЕР Новосибирской областиТЕР Орловской областиТЕР Республика ДагестанТЕР Республика КарелияТЕР Ростовской областиТЕР Самарской областиТЕР Смоленской обл.ТЕР Ямало-Ненецкий автономный округТЕР Ярославской областиТЕРмТЕРм Алтайский крайТЕРм Белгородская областьТЕРм Воронежской областиТЕРм Калининградской областиТЕРм Карачаево-Черкесская РеспубликаТЕРм Мурманская областьТЕРм Республика ДагестанТЕРм Республика КарелияТЕРм Ямало-Ненецкий автономный округТЕРмрТЕРмр Алтайский крайТЕРмр Белгородская областьТЕРмр Карачаево-Черкесская РеспубликаТЕРмр Краснодарского краяТЕРмр Республика ДагестанТЕРмр Республика КарелияТЕРмр Ямало-Ненецкий автономный округТЕРпТЕРп Алтайский крайТЕРп Белгородская областьТЕРп Калининградской областиТЕРп Карачаево-Черкесская РеспубликаТЕРп Краснодарского краяТЕРп Республика КарелияТЕРп Ямало-Ненецкий автономный округТЕРп Ярославской областиТЕРрТЕРр Алтайский крайТЕРр Белгородская областьТЕРр Калининградской областиТЕРр Карачаево-Черкесская РеспубликаТЕРр Краснодарского краяТЕРр Новосибирской областиТЕРр Омской областиТЕРр Орловской областиТЕРр Республика ДагестанТЕРр Республика КарелияТЕРр Ростовской областиТЕРр Рязанской областиТЕРр Самарской областиТЕРр Смоленской областиТЕРр Удмуртской РеспубликиТЕРр Ульяновской областиТЕРр Ямало-Ненецкий автономный округТЕРррТЕРрр Ямало-Ненецкий автономный округТЕРс Ямало-Ненецкий автономный округТЕРтр Ямало-Ненецкий автономный округТехнический каталогТехнический регламентТехнический регламент Таможенного союзаТехнический циркулярТехнологическая инструкцияТехнологическая картаТехнологические картыТехнологический регламентТИТИ РТИ РОТиповая инструкцияТиповая технологическая инструкцияТиповое положениеТиповой проектТиповые конструкцииТиповые материалы для проектированияТиповые проектные решенияТКТКБЯТМД Санкт-ПетербургТНПБТОИТОИ-РДТПТПРТРТР АВОКТР ЕАЭСТР ТСТРДТСНТСН МУТСН ПМСТСН РКТСН ЭКТСН ЭОТСНэ и ТЕРэТССЦТССЦ Алтайский крайТССЦ Белгородская областьТССЦ Воронежской областиТССЦ Карачаево-Черкесская РеспубликаТССЦ Ямало-Ненецкий автономный округТССЦпгТССЦпг Белгородская областьТСЦТСЦ Белгородская областьТСЦ Краснодарского краяТСЦ Орловской областиТСЦ Республика ДагестанТСЦ Республика КарелияТСЦ Ростовской областиТСЦ Ульяновской областиТСЦмТСЦО Ямало-Ненецкий автономный округТСЦп Калининградской областиТСЦПГ Ямало-Ненецкий автономный округТСЦэ Калининградской областиТСЭМТСЭМ Алтайский крайТСЭМ Белгородская областьТСЭМ Карачаево-Черкесская РеспубликаТСЭМ Ямало-Ненецкий автономный округТТТТКТТПТУТУ-газТУКТЭСНиЕР Воронежской областиТЭСНиЕРм Воронежской областиТЭСНиЕРрТЭСНиТЕРэУУ-СТУказУказаниеУказанияУКН

files.stroyinf.ru

Что такое система АСКУЭ? Расшифровка термина, принцип работы и назначение АСКУЭ

В наш век автоматизации многих процессов оставить в стороне учет электроэнергии было бы неразумно, особенно, принимая в учет возможности современной технической базы. Внедрение подобных АС позволяет решить несколько задач, начиная с отслеживания баланса отдельно взятого потребителя и заканчивая принятием оперативного решения по изменению схемы электроснабжения. АСКУЭ — один из вариантов оптимального решения, предлагаем ознакомиться с основными тезисами.

Расшифровка аббревиатуры АСКУЭ

Название расшифровывается следующим образом:

• А – автоматизированная.
• С – система.
• К – коммерческого.
• У –учета.
• Э –электроэнергии.

Иногда в название добавляется уточнение, описывающее характер комплекса — «информационно-измерительный». В таком случае аббревиатура преображается в АИИС КУЭ или АИСКУЭ.

Среди принятых сокращений можно встретить созвучные названия, например: АСДУЭ или АСТУЭ, но это совершенно другие комплексы автоматизации. Первая обеспечивает диспетчерское управление электроснабжением (ДУЭ), вторая хоть и является системой учета, но она несет в себе техническую, а не коммерческую составляющую. Подробно о различии между этими АС будет рассказано ниже.

Функции системы АСКУЭ и её назначение

Функциональное назначение данного комплекса — автоматизация процесса учета расхода электроэнергии для производства расчетов с ее потребителями. Помимо этого, АС на основе собранной информации формирует ряд отчетов, используемых при построении прогнозов потребления, расчетов стоимостных показателей и т.д.

Для выполнения перечисленных выше задач, необходимо выполнить следующие условия:

• Каждый потребитель электроэнергии должен установить электронный прибор учета, оборудованный модулем для передачи сигналов (например, GSM модем). Электронный электросчетчик Энергомера, оборудованный интерфейсом для передачи данных.
• Система связи, обеспечивающая передачу сигналов от приборов учета к центру их обработки. Виды связи систем АСКУЭ
• Организация центров приема и обработки данных. Это аппаратно-программные комплексы (далее АПК). Один из элементов аппаратно-программного комплекса — шкаф АСКУЭ
• В некоторых случаях, между центром приема и приборами учета устанавливаются специальные устройства – сумматоры, в которых «аккумулируются» данные перед тем, как они отправляются на сервер.

Принцип работы АСКУЭ

Алгоритм работы комплекса можно описать следующим образом:

1. Электронные счетчики (Меркурий, Энергомера и т.д.) единовременно посылают сигнал. Частота (периодичность) передачи данных определяется АС.
2. Данные архивируются в сумматорах, откуда идет их передача на сервер сбора и обработки. В незагруженной АС допускается передача напрямую серверу.
3. Обработка данных АПК.

Собственно, данный алгоритм работы используется во всех АС энергоучета и контроля. Разница между автоматизированными комплексами заключается в их функциональном назначении, что отражается на анализе и обработке. Для примера приведем различия между коммерческими и техническими системами (АСТУЭ):

• Алгоритм обработки данных, для расчета с потребителями, максимально оптимизирован под данную задачу.
• данные, поступающие в коммерческий центр обработки, используется для формирования счетов потребителям, то есть, по сути это внутренний «продукт» энергокомпании.
• Согласно законодательству, счетчики учета обязаны иметь все потребители, в то время, как система АСТУЭ внедряется для решения внутренних задач того или иного хозяйствующего объекта. Например, для мониторинга энергопотребления, анализа его структуры и выработки общей энергосберегающей программы и других задач АСУ ТП.

Для понимания структуры АС коммерческого учета, приведем несколько примеров схем реализации.

Схема АСКУЭ в СНТ

Как видите в данной схеме приборы учета, установленные у каждого потребителя, передают сигналы на сумматор, откуда осуществляется передача в центр обработки. Такая реализация практикуется в дачных поселках и садоводствах

Обратим внимание, что подобная АС может использоваться как для учета расхода электрики (электрического тока), так и холодной и горячей воды. Пример такой реализации в жилом доме показан ниже.

Схема системы АСКУЭ дома

Основные элементы АСКУЭ

Как видите, автоматизированная система учета включает в себя ряд элементов (подразделений), которые выполняют определенные задачи. Подобную структуру принято разделять на три уровня. Расскажем детально о назначении каждого из них.

Элементы первого уровня

К таковым относятся электронные приборы учета, у которых имеется специальный модуль, позволяющий отправлять сигналы в центр сбора. В России практикуется использование интерфейса RS-485, это стандарт асинхронной передачи данных, применяемый в системах автоматизации. Его упрощенная организация представлена ниже.

Организация интерфейса RS-485

Основной недостаток подобного устройства – ограничение количества приемо-передатчиков, их не может быть более 32. Выходом из этого может быть каскадирование системы, а именно установка сумматоров, «аккумулирующих» данные от различных источников. Изображение такого прибора показано на рисунке 7.

Рисунок 7. Устройство сбора и передачи данных (УСПД)

Обратим внимание, что разработка АС на базе интерфейса RS-485 велась в то время, когда использование GSM было экономически не обосновано. На текущий момент ситуация радикально изменилась.

Связующее звено (элементы второго уровня)

Данный уровень используется для организации транспортировки данных к центру обработки. На текущий момент большинством приборов учета используется интерфейс RS-485, несмотря на то, что данный способ является явно устаревшим. Сложившаяся ситуация вызвана инертностью структур, отвечающих за стандартизацию, что несколько притормаживает внедрение новой технической базы.

Центр обработки (завершающее звено)

Данный элемент представляет собой АПК, в который поступают и обрабатываются информационные сигналы. Его характеристики напрямую зависят от объема поступающих данных и наличия дополнительных функций системы. Исходя из этих технических условий, для комплекса АС подбираются компьютерные мощности и программное обеспечение.

О технических требованиях к системе

Поскольку надежность работы системы напрямую зависит от первого уровня, то основные требования предъявляются к приборам учета. Именно от их точность определяет достоверность данных.

Не менее важным показателем системы является допустимая погрешность при трансфере данных. Данный момент требует небольшого уточнения. Телеметрический выход прибора транслирует последовательность импульсов с частотой, соответствующей потребляемой мощности. Помехи и тепловые шумы могут вносить погрешность в такие данные, то есть влиять на отчет импульсов.

Чтобы избежать этого, информация передается в двоичном коде, высокий и низкий импеданс сигнала соответствует «1» и «0». Для проверки достоверности данных их определенная порция (как правило, байт) кодируется контрольной сумой.

Бытует мнение, что цифровая форма передачи защищена от погрешностей. Данное утверждение не является корректным, поскольку протокол передачи допускает определенную вероятность ошибки (необнаруженная ошибка). Собственно, данный недостаток, в той или иной мере, присущ любой системе передачи данных. Для уменьшения размера допустимой погрешности применяются специальные алгоритмы обработки.

Компании, занимающиеся разработкой АС, обязаны придерживаться типовых технических требований, разработанных ЕЭС Российской Федерации. В данных нормах указаны точностные характеристики информационного сигнала, класс точности приборов учета, рекомендуемое программное обеспечение, а также другие требования, необходимые для надежной работы системы. Соответственно, производители измерительных приборов, также должны учитывать принятые нормы.

Внедрение

Установка систем АСКУЭ производится по следующему алгоритму:

• Создание рабочего проекта, где разрабатывается структура системы и ее отдельные уровни, составляется чертеж и другая сопутствующая конструкторская документация.
• Выбирается система передачи данных, с учетом преимуществ, недостатков и возможностей технической реализации.
• На основе проектной сметы приобретается необходимое оборудование.
• Производится монтаж и настройка (наладка) АПК.
• Осуществляется подбор состава обслуживающего персонала и, при необходимости его обучение.
• Ввод системы в эксплуатацию.

Обратим внимание, что экономия на проекте, незамедлительно отразится на функциональности. Из-за недочетов могут расходиться данные с реальными показаниями счетчиков энергии, в результате использование такого комплекса будет не эффективным.

www.asutpp.ru

Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учёта электроэнергии

Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ, АСКУЭ) — совокупность аппаратных и программных средств, обеспечивающих дистанционный сбор, хранение и обработку данных об энергетических потоках в электросетях.

АИИС КУЭ необходима для автоматизации торговли электроэнергией. Также АИИС КУЭ выполняет технические функции контроля за режимами работы электрооборудования.

Состав системы

Среди разработчиков АИИС КУЭ принято условное деление системы на нижний и верхний уровень. К нижнему уровню относится оборудование и микропрограммы, работающие непосредственно на объекте учёта. К верхнему уровню относится остальная часть системы, расположенная, как правило, в центре обработки данных и офисах контролирующей организации.

Информационно-измерительный комплекс

Информационно-измерительный комплекс (ИИК) — часть системы от проводника электроэнергии до электросчётчика. Трансформаторы тока, трансформатор напряжения и электропроводка, соединяющая трансформаторы со счётчиком, входит в состав информационно-измерительного комплекса. АИИС КУЭ, как правило, содержит несколько информационно-измерительных каналов. Информационно-измерительный комплекс относится к нижнему уровню АСКУЭ. Коммуникационной средой между счетчиком и УСПД (Устройство сбора и передачи данных) может являться интерфейс RS-485 , интерфейс RS-232, CAN интерфейс , GSM, радиоэфир, PLC — сеть 0,4кВ. Организация канала связи в коммуникационной среде осуществляется программными и аппаратными методами.

Информационно-вычислительный комплекс

Информационно-вычислительный комплекс (ИВК) — часть системы от электросчётчика до контролирующей организации. К ИВК относятся:

• устройства сбора и передачи данных (УСПД)
• каналы связи между электросчётчиками и УСПД
• серверы верхнего уровня
• коммуникационная среда и каналы связи между УСПД и серверами верхнего уровня (переход с нижнего уровня на верхний)
• система обеспечения единого времени (СОЕВ)
• автоматизированные рабочие места (АРМ) диспетчеров
• автоматизированные рабочие места администраторов системы
• каналы связи верхнего уровня, в том числе между серверами и АРМ смежных пользователей информации
• программное обеспечение верхнего уровня

Коммуникационной средой между УСПД и серверами верхнего уровня может являться структурированная кабельная сеть, телефонная сеть с коммутируемыми каналами, Ethernet, GPRS/GSM, волоконно-оптическая связь, радиосвязь, или Интернет. Организация канала связи в коммуникационной среде осуществляется программными или аппаратными методами.

Под смежными пользователями информации о количестве потреблённой электроэнергии подразумеваются физические или юридические лица, имеющие право доступа к этой информации (например, потребитель и энергосбыт, сетевая и генерирующая организация и т. п.).

Функции системы

• Автоматический сбор данных коммерческого учёта потребления (отпуска) электроэнергии по каждой точке (группе) учёта на заданных коммерческих интервалах (согласно ОАО АТС — 30 мин.).
• Хранение параметров учёта в базе данных.
• Обеспечение многотарифного учёта потребления (отпуска) электроэнергии.
• Обеспечение контроля за соблюдением лимитов энергопотребления.
• Контроль параметров электроэнергии (токов, напряжений, cos f, частоты) на заданном интервале опроса (технически).
• Вывод расчетных параметров на терминал и/или на устройство печати по требованию оператора.
• Ведение единого системного времени с возможностью его корректировки.
• Сведение баланса электроэнергии по расчетной группе (секция, система шин и т.д) на этапе наладки системы и в процессе ее эксплуатации.

Области применения

На предприятиях-потребителях

Крупным потребителям электроэнергии (фабрикам, заводам, портам и т. п.) АИИС КУЭ даёт следующие преимущества:

• отсутствие необходимости в ручном снятии показаний множества электросчётчиков
• облегчение ведения многотарифного учёта электроэнергии
• облегчение прогнозирования затрат на электроэнергию
• контроль качества электроэнергии (не сертифицирован)
• запись в журнале событий УСПД событий по отключению-включению фидеров, перекосам по токам и напряжению (данную информацию собирает счетчик электроэнергии и передает УСПД)
• возможность автоматической передачи данных о количестве потреблённой электроэнергии в энергосбытовую организацию
• возможность выхода на оптовый рынок электроэнергии и мощности

В сетевых организациях

Сетевые организации с помощью АИИС КУЭ ведут учёт потерь энергии в трансформаторах и линиях электропередачи. Анализ данных, предоставляемых АИИС КУЭ, полезен также для определения перегруженных участков электросети и принятия решения об увеличении их пропускной способности.

В генерирующих организациях

Некоторые организации-производители электроэнергии предъявляют повышенные требования к частоте снятия показаний с электросчётчиков. Эти требования обоснованы необходимостью поддерживать оптимальные режимы работы оборудования и не допускать перерасхода энергоносителей. В том случае, когда невозможно ручное снятие показаний с требуемой частотой, единственным решением проблемы становится внедрение АИИС КУЭ.

В энергосбытовых организациях

АИИС КУЭ может быть использована энергосбытом не только для автоматизации выставления потребителям счетов за электроэнергию, но и для предотвращения конфликтов. Так как АИИС КУЭ может предоставлять одни и те же учтённые данные энергосбыту и потребителю одновременно, разногласия можно устранить до их перехода в конфликт.

Юридический аспект

АИИС КУЭ обязательно должна быть сертифицирована и внесена в государственный реестр средств измерений. Информация, учтённая системой, имеет статус коммерческой и может быть использована для разрешения финансовых споров в суде.

См. также

АСКУЭ

Ссылки

dic.academic.ru

Документация на АИИС КУЭ — 1

Документация на АИИС КУЭ

Пример «Массив входных данных» (В6 по ), разработанного для автоматизированной измерительно-информационной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) согласно к , и документа. по и . Редакция от 20.06.2018.

Пример «Каталог базы данных» (В7 по ), разработанного для -портала согласно к , и документа. по и . Редакция от 20.06.2018.

Пример «Состав выходных данных (сообщений)» (В8 по ), разработанного для автоматизированной измерительно-информационной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) согласно к , и документа. по и . Редакция от 20.06.2018.

Пример «Технологическая инструкция» (И2 по ), разработанного для автоматизированной измерительно-информационной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) согласно к , и документа. по и . Редакция от 20.06.2018.

Пример «Инструкция по формированию и ведению базы данных (набора данных)» (И4 по ), разработанного для автоматизированной измерительно-информационной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) согласно к , и документа. по и . Редакция от 20.06.2018.

Пример «Инструкция по эксплуатации КТС» (ИЭ по ), разработанного для автоматизированной измерительно-информационной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) согласно к , и документа. по и . Редакция от 20.06.2018.

Пример «Пояснительная записка» (П2 по ), разработанного для автоматизированной измерительно-информационной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) согласно к , и документа. по и . Редакция от 20.06.2018.

Пример «Описание автоматизированных функций» (П3 по ), разработанного для автоматизированной измерительно-информационной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) согласно к , и документа. по и . Редакция от 20.06.2018.

Пример «Описание постановки задач» (П4 по ), разработанного для автоматизированной измерительно-информационной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) согласно к , и документа. по и . Редакция от 20.06.2018.

Пример «Описание информационного обеспечения системы» (П5 по ), разработанного для автоматизированной измерительно-информационной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) согласно к , и документа. по и . Редакция от 20.06.2018.

Страницы

Связь по эл. почте admin @ tdocs . su (без пробелов), тел. +7-967-044-84-77 или в форме .

Copyright © «Техническая документация» 2008. Заимствуйте наши материалы с блеском! При воспроизведении материалов портала обязательна установка активной гиперссылки на источник — страницу с этой публикацией на tdocs.su.

tdocs.su