Дистанционный съем показаний счетчиков электроэнергии

Системы учета электроэнергии

• Однофазные электросчетчики РиМ

• С креплением на опоре ЛЭП

• Классические

• Архив моделей

• С креплением на опоре ЛЭП

• Классические РиМ 489.13 — 489.17

• Архив моделей

• Дистанционные дисплеи

• Терминал мобильный

• Маршрутизатор каналов связи

• GSM коммуникаторы

• Прайс-лист
• Новости
• Отзывы
• Энергоучет для электросетей
• Энергоучет в СНТ, ДНП
• Контакты
• Энергоучет в ТСЖ, ЖСК, УК
• Энергоучет на предприятии
• Документация
• Полезные ссылки
• Карта сайта
• Форма связи

Перечень приборов учета электроэнергии выпускаемых ЗАО «РиМ» для частного сектора.

Перечень приборов учета электроэнергии выпускаемых ЗАО «РиМ» для частного сектора.

Однофазные многотарифные (однотарифные, двухтарифные, до 8 тарифов) — РиМ 189.13.ВК3 или РиМ 189.03.ВК3, РиМ 189.14.ВК3 или РиМ 189.04.ВК3

Трехфазные многотарифные (однотарифные, двухтарифные, до 8 тарифов) — РиМ 489.01.ВК3, РиМ 489.02.ВК3

где ВК3 номер комплектации. Для установки рекомендуется комплектация ВК3, например: РиМ 189.04.ВК3, РиМ 489.02.ВК3. В комплекте с индексом ВК3 содержится электросчетчик, дистанционный дисплей для снятия показаний и батарейки к нему, прокалывающие зажимы для подсоединения электросчетчика, анкерный зажим (в зависимости от вида электросчетчика), паспорт.

Однофазные однотарифные без функции управления нагрузкой с креплением на опоре:

Однофазные многотарифные без функции управления нагрузкой с креплением на опоре:

РиМ 189.13.ВК3 – уличное исполнение (не требуется установки электросчетчика в отдельный щит), крепится на отводе воздушной линии. В комплекте электросчетчик РиМ 189.01, дистанционный дисплей РиМ 040.03, батарейки, прокалывающий зажим, паспорт. Особенности : защита от хищения электроэнергии, дистанционный съем показаний по RF (радиоканал), работа автономно и в составе АИИС КУЭ/ТУЭ, фиксация максимальной мощности, журналы суточного, месячного (36 месяцев) потребления и параметров качества электроэнергии. Конструкция счетчика (с полной заливкой его герметиком) обеспечивает невозможность вмешательства в него извне без вывода счетчика из строя.

РиМ 189.03.ВК3 – уличное исполнение (не требуется установки электросчетчика в отдельный щит), крепится на отводе воздушной линии. В комплекте электросчетчик РиМ 189.03, дистанционный дисплей РиМ 040.03, батарейки, прокалывающий зажим, паспорт. Не измеряет реактивную энергию. Особенности : защита от хищения электроэнергии, дистанционный съем показаний по RF (радиоканал), работа автономно и в составе АИИС КУЭ/ТУЭ, фиксация максимальной мощности, журналы суточного, месячного (36 месяцев) потребления и параметров качества электроэнергии. Конструкция счетчика (с полной заливкой его герметиком) обеспечивает невозможность вмешательства в него извне без вывода счетчика из строя.

СНЯТ С ПРОИЗВОДСТВА — РиМ 586.01 – уличное исполнение (не требуется установки электросчетчика в отдельный щит), крепится на отводе воздушной линии. В комплекте электросчетчик РиМ 109.01, базовый блок (крепится в доме, в щите) РиМ 585.01, прокалывающий зажим, паспорт. Особенности : защита от хищения электроэнергии, дистанционный съем показаний по RF (радиоканал), работа автономно и в составе АСКУЭ/АСТУЭ, максимальная пиковая мощность на РДЧ.

Однофазные многотарифные с функцией управления нагрузкой с креплением на опоре:

РиМ 189.04.ВК3 – уличное исполнение (не требуется установки электросчетчика в отдельный щит), крепится на отводе воздушной линии. В комплекте электросчетчик РиМ 189.04, дистанционный дисплей РиМ 040.03, батарейки, прокалывающий зажим, паспорт. Не измеряет реактивную энергию.

Особенности : защита от хищения электроэнергии, дистанционный съем показаний по RF (радиоканал), работа автономно и в составе АИИС КУЭ/ТУЭ, фиксация максимальной мощности, журналы суточного, месячного (36 месяцев) потребления и параметров качества электроэнергии, отключение потребителя дистанционно и по превышению лимита установленной мощности, отключение потребителя при обрыве нулевого провода. Конструкция счетчика (с полной заливкой его герметиком) обеспечивает невозможность вмешательства в него извне без вывода счетчика из строя.

Трехфазные однотарифные без функции управления нагрузкой с креплением на опоре:

Трехфазные многотарифные без функции управления нагрузкой с креплением на опоре:

СНЯТ С ПРОИЗВОДСТВА — РиМ 789.01 – уличное исполнение (не требуется установки электросчетчика в отдельный щит), крепится на отводе воздушной линии. В комплекте 3 электросчетчика РиМ 109.01, базовый блок РиМ 789.01 (крепится в доме, в щите), комплект прокалывающих зажимов, паспорт.

Особенности : защита от хищения электроэнергии, дистанционный съем показаний по RF (радиоканал), работа автономно и в составе АСКУЭ/АСТУЭ, максимальная пиковая мощность на РДЧ.

РиМ 489.01.ВК3 – уличное исполнение (не требуется установки электросчетчика в отдельный щит), крепится на опоре ЛЭП монтажной лентой. В комплекте электросчетчик РиМ 489.01 с кронштейном, дистанционный дисплей РиМ 040.03, комплект прокалывающих зажимов, зажим анкерный, батарейки, паспорт.

Особенности : размещение непосредственно на опоре ЛЭП возле отвода воздушной линии к абоненту (защита от хищения), параметры показателей качества электрической энергии с расчетом времени подачи некачественного напряжения и частоты, оснащены интерфейсами RF (радиоканал) и PLC для подключения к АИИС КУЭ/ТУЭ и работают как автономно, так и в составе АСКЭУ.

Трехфазные многотарифные с функцией управления нагрузкой с креплением на опоре:

РиМ 489.02.ВК3 – уличное исполнение (не требуется установки электросчетчика в отдельный щит), крепится на опоре ЛЭП монтажной лентой. В комплекте электросчетчик РиМ 489.02 с кронштейном, дистанционный дисплей РиМ 040.03, комплект прокалывающих зажимов, зажим анкерный, батарейки, паспорт.

Особенности : размещение непосредственно на опоре ЛЭП возле отвода воздушной линии к абоненту (защита от хищения), параметры показателей качества электрической энергии с расчетом времени подачи некачественного напряжения и частоты, оснащены интерфейсами RF (радиоканал) и PLC для подключения к АИИС КУЭ/ТУЭ и работают как автономно, так и в составе АСКЭУ, оснащены устройством коммутации нагрузки (УКН) и позволяют выполнять отключение/подключение абонента автоматически (в случае превышения установленного порога активной мощности, УПМ) или дистанционно при помощи устройств АС по интерфейсам PLC или RF.

Электросчетчики «Меркурий»

Блог технической поддержки
Форум группы!

28 сент. 2013 г.

Радиомодемы — эффективный способ снятия данных с электросчетчиков.

Обычно самые большие разочарования наступают именно тогда когда человек предпринимает максимум усилий, пытается предугадать все возможные подводные камни, производит затраты на оборудование, монтаж. и когда все выглядит как настоящее — не получает должного результата. Перед вами один из таких обывателей с разницей в том, что это удел моей профессии — ежедневно ошибаться и находить решения, а точнее все проверять и все тестировать. Возможно именно этот опыт поможет кому-нибудь перед сложным выбором.

Мы написали уже несколько статей про сети GSM, но вопросов у пользователей не становится меньше. Большинство из них связано с новым постановлением правительства РФ №442 и возможностью снимать профили мощности и отчитываться по ним с Энергосбытом.

Прежде чем покупать GSM-модемы следует поразмыслить какие именно данные надо получить от счетчика, сколько времени вам для этого понадобится и прикинуть цену вопроса.

Технология GSM связи появилась у автоматизаторов значительно позже, чем счетчики электроэнергии и ее попытались адаптировать для передачи данных от измерительных приборов (естественно не изменяя сами приборы), что негативно повлияло на качество принимаемых данных. Это свойственно не конкретным электросчетчикам Меркурий, а большинству электросчетчиков, т.к. они основаны на Modbus-подобных протоколах связи с основным способом определения окончания посылки по таймауту ожидания.

Решение которое я сегодня хочу предложить не является панацеей от всех болезней, подходит не всем, но во многих случаях позволяет сократить время получения данных в десятки и даже в сотни раз. Мое предложение использовать радиомодемы на расстояниях до 1 км. (на открытой местности) и до 500 метров (в условиях многоэтажной городской застройки). Ко всему прочему в случае такого решения появляется реальная возможность контролировать свой объект удаленно, получать отчет по профилям энергии/мощности, считывать мгновенные значения в реальном времени (т.к. задержки в канале связи минимальны и сравнимы с проводным интерфейсом) и даже если расстояние до диспетчерского пункта большое можно просто подъехать на автомобиле к объекту контроля для снятия нужных данных или проехать мимо своих объектов сняв требуемые показатели.

Я забыл сказать, что при использовании радиомодема вы получаете скорость получения данных в десятки раз выше чем в GSM канале связи и самое главное бесплатную связь!

Для примера я проехал кругом вокруг своего дома на машине с ноутбуком и изобразил измеренное расстояние на карте. Все дома в округе многоэтажные (9-16 этажей) и очень плотная застройка.

Расстояние которое я обозначил может быть увеличено в несколько раз, если применить направленные антенны на 433 МГц и работу в отрытой местности.Я предлагаю использовать радиомодемы JTT-A(RS485/CAN), которые без дополнительных настроек позволяют производить соединение и сбор данных с электросчетчиков Меркурий (причем если А и В поменять местами, то и с CAN интерфейсом тоже).

Выходная мощность: до 100mW ;
Интерфейс связи: RS485 (если поменять местами А и В, то работает с CAN)

Функциональная схема опроса электросчетчиков с помощью радиомодемов

Также если вы испытываете сложности со снятием профилей мощности/энергии по GSM/GPRS каналам связи, то это решение позволит вам сократить затраты на связь и значительно увеличит скорость съема данных с электросчетчиков Меркурий.

Замена и установка электросчетчиков – теперь забота энергетиков

26 августа 2020 10:00

До недавнего времени заменой счетчиков электроэнергии должны были заниматься сами потребители. Но с 1 июля 2020 года порядок работы с приборами учета изменился. О том, как будет происходить взаимодействие энергетиков и потребителей в новых условиях, мы побеседовали с директором Рязанской городской муниципальной энергосбытовой компании Светланой Анатольевной Волощук.

УСЛОВИЯ ЗАМЕНЫ СЧЕТЧИКА

– К нам поступает много обращений, связанных с новым порядком работы приборов учета. Расскажите, какие изменения ждут потребителей электрической энергии с введением новых правил? Кто теперь должен устанавливать приборы учета и обслуживать их?

– С 1 июля 2020 года обязанность по установке, эксплуатации, поверке и замене приборов учета электроэнергии сняты с потребителей и возложены на энергокомпании. За приборы учета в многоквартирных домах (индивидуальные и общие) теперь отвечают энергосбытовые компании со статусом гарантирующих поставщиков, в отношении остальных приборов учета, в том числе установленных в частных домах, ответственность закреплена за сетевыми организациями.

За потребителем остается обязанность обеспечить сохранность прибора учета, если он установлен в его квартире или на его земельном участке.

– Кто оплачивает расходы по приобретению и установке приборов учета?

– Законодательством определены обстоятельства, при которых энергокомпании обязаны заменить или установить прибор учета. К ним относятся: отсутствие прибора учета, выход прибора учета из строя, истечение срока межповерочного интервала. В этих случаях приобретение и установка приборов учета осуществляется полностью за счет энергокомпаний, без взимания платы с потребителей. В иных случаях, когда потребитель по каким-либо собственным причинам желает преждевременно заменить прибор учета (например, после проведенного ремонта), установка будет производиться на платной основе.

– В какой срок будет осуществляться замена приборов учета?

На замену прибора учета энергокомпаниям отводится 6 месяцев с даты истечения срока межповерочного интервала (зафиксированного в договоре энергоснабжения или установленного в ходе проверки) или даты выявления факта выхода прибора учета из строя или даты соответствующего обращения потребителя. Срок очередной поверки электросчетчика потребители могут увидеть в паспорте прибора учета, а также в счетах на оплату либо в личном кабинете на сайте нашей компании.

– Должен ли потребитель информировать энергосбытовую компанию об истечении срока поверки его прибора учета?

– Потребитель может, но не обязан информировать гарантирующего поставщика об истечении срока поверки электросчетчика. РГМЭК обладает такой информацией в отношении своих потребителей, поэтому мы самостоятельно обеспечим установку (замену) и допуск в эксплуатацию прибора учета электроэнергии в установленный законодательством срок.

ПРАВА И ОБЯЗАННОСТИ ПОТРЕБИТЕЛЯ

– Как будет происходить замена приборов учета для потребителей РГМЭК?

– Наши специалисты свяжутся с потребителем любым доступным способом и согласуют дату и время проведения замены прибора учета. При этом в соответствии с Правилами оказания коммунальных услуг собственники или пользователи помещений обязаны обеспечить допуск энергокомпаний к местам установки приборов учета.

Сотрудники РГМЭК, осуществляющие установку счетчика, имеют при себе и по требованию потребителя предъявляют служебное удостоверение, а также наряд на выполнение работ по указанному адресу. По завершении работ потребителю выдается акт ввода в эксплуатацию установленного прибора учета. Снятый при замене электросчетчик остается в распоряжении потребителя. Вновь установленный прибор учета является собственностью энергокомпании.

– Может ли потребитель отказаться от установки прибора учета?

– Нет, потребитель не вправе отказаться от установки прибора учета. Кроме того, законодательством предусмотрена ответственность за недопуск уполномоченных представителей к месту установки электросчетчика: в случае двукратного недопуска к данному потребителю будет применяться нормативное начисление с повышающим коэффициентом, что крайне невыгодно.

«УМНЫЕ» СЧЕТЧИКИ – В КВАРТИРАХ РЯЗАНЦЕВ

– Законодательством также установлена обязанность по установке «умных» приборов учета. Поясните, какими свойствами должны обладать такие приборы и когда планируется их установка?

– В настоящее время обязательные требования к приборам учета не меняются. Гарантирующие поставщики и сетевые организации пока могут устанавливать обычные электросчетчики. Однако с 1 января 2022 года энергокомпании обязаны устанавливать только интеллектуальные приборы учета, требования к которым установлены специальным постановлением РФ. При этом «простые» приборы учета, установленные до этой даты, продолжат свою работу, ими можно будет пользоваться, как и раньше, до истечения срока межповерочного интервала либо до выхода таких приборов учета из строя.

Перечень параметров и возможностей интеллектуальных приборов учета достаточно обширный. «Умные» приборы учета позволят дистанционно передавать показания, устанавливать и менять тарифные зоны (если потребитель пожелает выбрать многотарифный учет), фиксировать уровень напряжения и частоту, собирать статистику потребления для дальнейшего анализа и выбора наиболее выгодной схемы расчета, оповещать о возможных недостоверных данных и о вмешательстве в работу прибора учета и многое другое. Вся информация будет считываться онлайн, передаваться в энергосбытовую организацию и отражаться в личном кабинете потребителей.

Повторюсь, такие приборы учета обязательны к установке с 1 января 2022 года. До этой даты установка приборов учета с «умными» функциями является правом энергокомпании.

– Когда началась установка приборов учета по новым правилам?

– С 1 июля 2020 года РГМЭК приступила к установке и замене приборов учета в многоквартирных домах города Рязани без взимания платы с потребителей. К настоящему моменту установлено более 800 счетчиков электроэнергии за счет гарантирующего поставщика. Наряду с обычными приборами учета будут также устанавливаться приборы с возможностью дистанционной передачи показаний.

В настоящее время большинство разногласий с потребителями приходится именно на проблемы, обусловленные «ручным» съемом данных: показания могут быть ошибочны, они могут быть переданы несвоевременно, либо не переданы вовсе. В таких случаях в соответствии с Правилами оказания коммунальных услуг расчет потребления производится по среднемесячному начислению либо нормативу, который всегда отличается от фактического расхода. При дистанционном съеме показаний такие ситуации исключены – прибор автоматически, без участия человека, передает показания, по которым начисляется плата. Потребитель при этом в любой момент может сверить данные, размещаемые в личном кабинете или в квитанции на оплату с данными на приборе учета.

Нужно отметить, что вне зависимости от вида прибора учета, его приобретение и установка осуществляются бесплатно для потребителей.

– Как потребитель узнает, какой именно прибор учета у него установлен?

– Потребитель будет проинформирован сотрудниками РГМЭК. Информация о подключении функции дистанционного съема показаний будет указана в акте ввода прибора учета в эксплуатацию, а также отображаться в Личном кабинете потребителя в разделе «Счетчики». В этом случае потребителю больше не нужно передавать показания, все данные будут считываться автоматически и использоваться в расчетах. Если у потребителя установлен обычный прибор учета, то показания передаются в прежнем режиме – до 25-го числа каждого месяца.

– Светлана Анатольевна, куда могут обращаться потребители РГМЭК по вопросам замены приборов учета?

– Все контакты указаны на сайте нашей компании. Потребители могут звонить по бесплатному телефону 8 (800) 250-50-78, а также обращаться через сервис «Написать обращение» на сайте https://www.rgmek.ru/. Также предлагаем жителям Рязани подписываться на нашу официальную страницу во «ВКонтакте». Там мы оперативно, подробно и в доступной форме разъясняем все вопросы, связанные с энергоснабжением наших потребителей.

НАША СПРАВКА

ООО «Рязанская городская муниципальная энергосбытовая компания» – гарантирующий поставщик электроэнергии на территории города Рязани и независимая энергосбытовая компания во всех федеральных округах РФ. Обслуживает почти 260 тыс. бытовых и более 6,5 тыс. небытовых потребителей. Годовой объем поставок электроэнергии составляет 1,6 млрд кВтч в год, в том числе свыше 500 млн кВтч – за пределами зоны деятельности в статусе гарантирующего поставщика.

Читайте также

Возрастная категория сайта 18 +

Сетевое издание (сайт) зарегистрировано Роскомнадзором, свидетельство Эл № ФС77-80505 от 15 марта 2021 г. Главный редактор — Сунгоркин Владимир Николаевич. Шеф-редактор сайта — Носова Олеся Вячеславовна.

Сообщения и комментарии читателей сайта размещаются без предварительного редактирования. Редакция оставляет за собой право удалить их с сайта или отредактировать, если указанные сообщения и комментарии являются злоупотреблением свободой массовой информации или нарушением иных требований закона.

Технический учет электроэнергии и диспетчеризация управления энергоснабжением промышленного предприятия

В настоящее время, в проблемах создания эффективного основного производства, вопросы диспетчеризации энергоснабжения промышленного предприятия выходят на первый план. Актуальным является повышение надежности, бесперебойности энергоснабжения, качество и учет энергоносителей. Для эффективности работы производства требует внедрения не только коммерческого, но и технического учета энергоносителей. Это позволит производить учет расхода электроэнергии, как отдельных подразделений, так и удельный расход электроэнергии на производственный цикл, этап, изделие. При этом, в техническом учете электроэнергии потребность в количестве приборов учета на порядок больше, чем в коммерческом. Без автоматизации снятия показаний со счетчиков электроэнергии, невозможно добиться баланса и достоверного расхода энергоносителей по конкретному объекту. Это связано с тем, что съем показаний с привлечением персонала невозможно выполнить единовременно и получить срез показаний счетчиков в одно в заданное время по всему предприятию.

Показания счетчиков учета, снятые в разное время, дают такую величину небаланса, которая не позволяет достоверно контролировать удельные расходы. Достоверный контроль практически невозможен еще и из-за высокой трудоемкости снятия показаний и обработки данных, а оперативный контроль расхода энергоносителей необходим за смену или за цикл производственного процесса. Кроме проблем технического учета электроэнергии, актуальной задачей является внедрение современных средств контроля режимов работы электроустановок. Быстрое выявление, локализация и устранение неисправностей, своевременное получение достоверной информации о причинах отказах электрооборудования и возникновения аварийной ситуации позволяет разработать наиболее эффективные мероприятия по выявлению достоверных причин аварии и своевременное устранение, в итоге — повышение надежности электроснабжения. Практически ни у кого не вызывает сомнений, что автоматизацию управления электроснабжением необходимо делать. А что конкретно делать и как вызывает много вопросов. Во многом это связано с отсутствием опыта внедрения таких систем и опыта работы с ними и сложности оценки стоимости затрат.

К вопросам диспетчеризации управления электроустановками необходимо отнести необходимость выполнения для ряда промышленных предприятий системы обмена технологической информацией с автоматизированной системой Системного оператора (СОТИ АССО) по режимам работы электрической сети. Немаловажным фактором является наличие конструктивных взаимоотношений с энергоснабжающей организацией по надежности и качеству поставляемой электроэнергии. Эти взаимоотношения не могут строиться без современных средств контроля параметров качества электроэнергии, и регистраторов аварийных событий для своевременного и правильного выявления причин возникновения и характера развития аварий в электроустановках на границе балансовой принадлежности.

На основании выше изложенного, можно отметить основной комплекс первичных задач по автоматизации электроустановками, которые необходимо внедрять сегодня или в ближайшей перспективе:

• технический учет электроэнергии;
• оперативный контроль режимов работы электрической сети;
• дистанционное управление электроустановками;
• СОТИ АССО.

Исходя из опыта работы компании НПФ «ЭНЕРГОСОЮЗ» по построению систем диспетчеризации и автоматизации управления схемами электроснабжения предприятий разных отраслей промышленности, мы сделали вывод: «Только комплексное решение всех задач автоматизации управления электроустановками с четкой разбивкой на этапы внедрения даст ожидаемый эффект». Все отмеченные выше задачи автоматизации целесообразно и технически возможно выполнить единой комплексной системой, без дублирования функций измерения и передачи данных в разных системах. Комплексные системы автоматизации должны иметь возможность внедрения частями, по этапам.

Каждый этап должен быть функционально закончен, и вводиться в работу как законченная система по всем существующим нормам, в частности в соответствии с ГОСТ 34.603-92 «Виды испытаний автоматизированных систем». Это позволит оценить эффект от внедрения данного этапа и наиболее верно спланировать дальнейшую работу в заданных рамках финансирования модернизации энергетического оборудования.

Относительно высокая стоимость внедрения систем автоматизированного учета электроэнергии и систем управления сдерживает их активное внедрение. На этом фоне так же актуальным является поставленных задач поэтапно. Каждый этап должен быть технически и экономически обоснован. Только получение экономического эффекта от каждого этапа внедрения даст обоснование и целесообразность дальнейшей модернизации систем автоматизации управления электротехническим оборудованием.

В каждом конкретном случае, на каждом конкретном объекте, промышленном предприятии, есть свои особенности; по организации управления электротехническим оборудованием (ЭТО), схемам электроснабжения, состоянию электрооборудования, перспективам развития и т.д. Поэтому, нет единого «рецепта» что и как делать, но общий ход решения проблемы можно выразить следующим образом:

1. Должны быть определены основные этапы от постановки до полного решения поставленной задачи. Четко обозначаются проблемы и функции, которые необходимо решить в порядке их первостепенной важности.
2. Должна быть обозначена мотивация к внедрению автоматизированных систем управления: например, удельная стоимость электроэнергии в стоимости выпускаемой продукции, экономическая эффективность производства, расход электроэнергии по подразделению, цеху, смене и т.д.

Первый этап всегда несет большую часть нагрузки по реализации общесистемных решений. Необходимо проработать вопросы по каналам связи, серверному оборудованию, программному обеспечению верхнего уровня и автоматизированным рабочим местам.

Основная задача любой системы диспетчеризации это — дистанционный оперативный контроль дежурным персоналом за режимами работы энергетического оборудования и своевременное получение информации о процессах, происходящих на обслуживаемом объекте (телеметрия), а также управление этими процессами (телемеханика и автоматизация) для оптимизации режимов работы энергетического оборудования и увеличения ресурса его работы.

Однако усложняет процесс принятия решения по внедрению системы автоматизации управления отсутствие понимания и веры в эффективность управления ЭТО и готовность персонала к дистанционному управлению электроустановками.

Построение системы диспетчеризации связано с реализацией следующих прикладных задач:

• получение данных расхода электроэнергии (технический учет);
• получение данных технологических параметров электротехнического оборудования;
• передача на центральный диспетчерский пункт всех полученных данных по параметрам работы электроустановок;
• опрос и диагностика микропроцессорных устройств электротехнического оборудования, в том числе МП РЗА;
• передача сообщений о неисправности аварийной, охранной и пожарной сигнализации электроустановки (распределительного устройства);
• визуализация режима работы электрической сети предприятия на экранах, сигнализации при отклонении заданных параметров за уставки, сигнализация о неисправности или аварии в электроустановках;
• дистанционное управление электротехническим оборудованием;
• удаленная перенастройка параметров МП РЗА и других МП контроллеров;
• протоколирование всех событий (аварий, действий диспетчера, включения и выключения исполнительных механизмов, поступления тревожных сигналов и сообщений и т.п.);

При создании систем автоматизации управления электроустановками требуется выполнение работ по сбору большого количества данных. Усложняет проблему состояние и возраст основного электротехнического оборудования, распределенное территориальное расположение электроустановок и, как правило, отсутствие каналов связи.

Особо необходимо отметить, что должна быть разработана четкая структурная схема системы, определены функции, задачи и взаимодействие всех ее составляющих. Эффект резко падает, когда выбирается оборудование или не полностью имеющее необходимые функции для выполнения задач конкретного узла, или наоборот выбирается оборудование, дублирующее эти возможности. В настоящее время появляется все больше средств для реализации систем автоматизации, совмещающие несколько функций, что ранее казалось бы несовместимым.

К примеру, из наиболее простых устройств, можно привести счетчики учета электроэнергии типа СЭТ, которые имеют возможность не только передавать большой пакет данных по параметрам работы ЭТО, но и регистрировать дискретные события. К наиболее сложным изделиям относится многофункциональный контроллер регистрации автоматики и управления электроустановками «БРКУ-2.0» производства НПФ «ЭНЕРГОСОЮЗ». Этот контроллер способен выполнять все задачи по контролю параметров, регистрации аварийных событий, регулирования, автоматики и управления не только ячейкой 110 кВ и выше с выключателем и трансформатором, но и секцией 6/10 кВ или всем распределительным устройством в целом.

Какое оборудование внедрять, и на каком этапе — это и является наиболее сложной задачей. На наш взгляд, порядок решения должен быть примерно следующим: Всегда необходимо начинать с изучения технологии производства предприятия (технология управления ЭТО везде одинакова), с целью выявления проблемных мест и начинать с их решения в части энергетики.

Среди всех систем автоматизации, наибольший приоритет должен отдаваться техническому учету электроэнергии. Только технический учет электроэнергии в составе системы телемеханики дает наибольший экономический эффект. Замена существующего счетчика, или установка нового с функцией телемеханики, объединение их локальной вычислительной сетью, на первом этапе позволит получить достоверные данные для расчета удельных расходов электроэнергии. А в последующем, функция телемеханики позволит вывести параметры работы электроустановки на мнемосхему, т.е. вести удаленный контроль режима работы электрический сети предприятия во всех основных точках. На этом этапе важно выбрать соответствующее программное обеспечение верхнего уровня системы автоматизации (SCADA), позволяющее решать все поставленные задачи не только первого этапа, но и при реализации последующих этапов. Аппаратно данное программное обеспечение должно иметь возможность располагаться как на выделенных серверах системы автоматизации электроустановок, так и на существующих серверных массивах предприятия. Наиболее сложной в реализации первого этапа является выполнение каналов связи между электроустановкой и центром сбора данных, а наиболее сложный технически – выбор и установка серверов, SCADA программы сервера и автоматизированных рабочих мест (АРМ). Не всегда, на первом этапе работы, получается «просчитать» назначение, место установки и количество АРМ. Поэтому SCADA программа должна быть гибкой и иметь широкие функциональные возможности для решения различных задач автоматизации.

Принимая к сведению, что интерфейс технического учета электроэнергии может не соответствовать интерфейсу коммерческого учета электроэнергии, и типовые требования к нему отсутствуют, SCADA программа должна иметь возможность создавать архив показаний счетчиков учета электроэнергии, иметь возможность обрабатывать и формировать отчеты по произвольной форме, определяемой конкретными требованиями конкретного предприятия.

Пример структурной схемы автоматизации управления электроснабжением предприятия показан на рисунке 1.

Рис. 1. Общая структурная схема

В таблице 1 показан вариант разбивки на этапы выполнения полного объема автоматизации управления схемой электроснабжения промышленного предприятия с требованием реализации всех основных функций автоматизированного и автоматического управления, включая передачу данных системному оператору энергосистемы (СОТИ АССО), применительно к структурной схеме, приведенной на рис.1.

Для решения на первом этапе задачи технического учета электроэнергии, минимальное требование к верхнему уровню – сервер, автоматизированное рабочее место инженера (АРМ) и SCADA программа для работы с показаниями счетчиков. SCADA программа должна иметь модульную структуру и функционально расширяться с каждым этапом. Это позволит разнести во времени по этапам внедрения затраты на дорогостоящее технологическое программное обеспечение сервера и АРМ.

Этапы и очередность внедрения автоматизации