Стандартизация в области измерений энергии. Государственный реестр измерительных приборов, принципы его формирования и ведения

МИНИСТЕРСТВО  СЕЛЬСКОГО ХОЗЯЙСТВА И ПРОДОВОЛЬСТВИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ

УЧРЕЖДЕНИЕ  ОБРАЗОВАНИЯ «БЕЛОРУССКИЙ ГУСУДАРСТВЕННЫЙ  АГРАРНЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ» 
 
 

          Кафедра «АСКУЭ» 
 

       На тему: «Стандартизация в области измерений энергии. Государственный реестр измерительных приборов, принципы его формирования и ведения» 
 

Выполнила: студентка 5-го курса

  АЭФ 22 эпт группы

Цивелева Е.Н. 
 

Минск 2011

Энергоучет в промышленности 

    Промышленность, несмотря на спад производства за последние годы, остается основным потребителем энергоресурсов. Доля промышленного потребления электроэнергии в отдельных регионах достигает 60_65%. С распадом плановой экономики закончилась эпоха практически неограниченных и дешевых энергоресурсов, когда их доля в себестоимости продукции составляла всего лишь несколько процентов. На сегодняшний день из-за многократного удорожания энергоресурсов их доля в себестоимости продукции для многих промышленных предприятий резко возросла и составляет 20_30%, а для наиболее энергоемких производств достигает 40 и более процентов. Вместе с удорожанием энергоресурсов как необходимое следствие наступил экономически целесообразный предел их потребления в рамках исторически сложившихся технологий для каждого отдельного предприятия. Фактор высокой стоимости энергоресурсов обусловил в последние годы кардинальное изменение отношения к организации энергоучета в промышленности и других энергоемких отраслях ( транспорт и жилищно-коммунальное хозяйство).

    В ушедшую эпоху дешевых энергоресурсов и безусловной монополии их поставщиков приборный учет энергоресурсов был весьма ограничен и относителен, так как затраты на его организацию не оправдывали подчас того эффекта, который он мог обеспечить в условиях административно-командной экономики. В промышленности приборный энергоучет и особенно его автоматизацию внедряли в первую очередь руководители крупных энергоемких производств, а также дальновидные и инициативные энергетики, стремившиеся навести порядок в своем энергохозяйстве.

  Большинство предприятий рассчитывались с поставщиками энергоресурсов либо на основе множества показаний отдельных приборов невысокой точности и надежности, требовавших визуально-ручного съема измерительных данных с табло приборов или лент самописцев, а

зачастую и дополнительной ручной обработки этих данных («метод карандаша, калькулятора и бумаги»), либо «на глазок» - по суммарной мощности подключенных установок и расчетным нормам энергопотребления, что было весьма выгодно поставщикам энергоресурсов.

     Все издержки такого энергоучета для предприятий компенсировались дешевизной энергоресурсов и общей плановой экономикой («общим котлом»), обеспечивавшей директивный сбыт любой продукции, независимо от ее энергозатратности и стоимости.

  Экономические условия «вчерашнего дня» порождали приблизительный, не точный и условный энергоучет, который очень грубо отражал реальные процессы энергопотребления. Это проявлялось, в частности, в применении примитивных тарифов по основному энергоресурсу — электроэнергии. Один из таких тарифов — одноставочный тариф для промышленных потребителей с присоединеной нагрузкой не более 750 кВА — аппроксимировал сложный

реальный график электропотребления предприятия прямоугольником с одним индивидуальным параметром: мощностью, усредненной за расчетный период или период измерения (по величине

расхода электроэнергии за период измерения, которую фиксировал индукционный электросчетчик, средняя мощность определялась делением этой величины на длительность периода измерения).

   В начале семидесятых годов с развитием мирового энергетического кризиса, удорожанием и лимитированием энергоресурсов возникла необходимость усложнения тарифов с целью более точного отслеживания графика нагрузки как отдельного предприятия, так и энергосистемы в целом.    Это привело в рамках СССР к появлению для крупных потребителей с присоединенной нагрузкой более 750 кВА двухставочного тарифа, который аппроксимировал кривую электропотребления уже двумя параметрами: потребленной электроэнергией и заявленной (для часов пика энергосистемы) мощностью (рис. 1).

Рис. 1. Реальные процессы электропотребления (Е) и тарифные системы

    В целом для приборного учета «вчерашнего дня» характерны:

а)грубая аппроксимация реального процесса энергопотребления, выражающаяся в фиксации только итоговых накопленных результатов измерения за расчетный период,

б)неполнота и фрагментарность энергоучета (учет только на границе раздела с поставщиком энергоресурсов, а также учет не всех энергоносителей

и не в полной мере по каждому энергоносителю),

в)низкая точность и достоверность учета, обусловленная как устаревшими

методами и  средствами измерения, так и человеческим фактором визуального съема показаний  приборов («ошибка списывания показаний»),

г)анахронизм учета, вызванный неодновременным характером съема показаний множества территориально разнесенных приборов учета, суммарно учитывающих один вид энергоносителя,

д)малая информативность и трудоемкость энергоучета в силу ручного характера сбора и обработки измерительных данных. 

   Энергоучет «вчерашнего дня» не может устроить сегодня промышленные

предприятия. Потребители  начинают осознавать, что в их интересах  необходимо рассчитываться с поставщиком  энергоресурсов не по каким-то условным нормам, договорным величинам или  устаревшим и неточным приборам, а  на основе современного и высокоточного  приборного учета.    Промышленные предприятия пытаются как-то реорганизовать свой энергоучет «вчерашнего дня», сделав его адекватным требованиям дня сегодняшнего. Под давлением рынка потребители приходят к пониманию той простой истины, что первым шагом в экономии энергоресурсов и снижении финансовых потерь является точный учет.

   Современная цивилизованная торговля энергоресурсами основана на использовании автоматизированного приборного энергоучета, сводящего к

минимуму участие  человека на этапе измерения, сбора  и обработки данных

и обеспечивающего  достоверный, точный, оперативный и  гибкий, адаптируемый к различным  тарифным системам учет как со стороны поставщика энергоресурсов, так и со стороны потребителя. С этой целью как поставщики, так и потребители создают на своих объектах автоматизированные системы контроля и учета энергоресурсов—АСКУЭ (рис. 2).

Рис. 2. Типовая  схема энергоучета промышленного  предприятия 

  При наличии современной АСКУЭ промышленное предприятие полностью контролирует весь свой процесс энергопотребления и имеет возможность по согласованию с поставщиками энергоресурсов гибко переходить к разным тарифным системам, минимизируя свои энергозатраты.

  Cледует отметить, что развитие тарифных систем, гармонизирующих

противоречивые  интересы поставщика и потребителя энергоресурсов, соответствует мировой практике.Сегодняшний день промышленных

предприятий в области энергоучета связан с внедрением современных АСКУЭ. На ряде предприятий АСКУЭ функционируют уже не один год, на других предприятиях начинается их внедрение, а руководители третьих только размышляют, надо ли им это. Ход развития мировой энергетики и промышленности показывает, что альтернативы принципу «все надо учитывать и за все надо платить» нет. И если сегодня кому-то еще

удается бесконтрольно пользоваться чужими энергоресурсами, то завтра это

станет попросту невозможно, и преимущества будут у того, у кого все процесс энергопотребления будут уже под полным контролем. 

Понятие АСКУЭ 

  Решение проблем энергоучета на предприятии требует создания автоматизированных систем контроля и учета энергоресурсов (АСКУЭ), которые в общем случае содержат три уровня (рис. 3):

Рис. 3. Обобщенная структурная схема трехуровневой АСКУЭ 

а)нижний уровень — первичные измерительные преобразователи (ПИП) с телеметрическими выходами, осуществляющие непрерывно или с минимальным интервалом усреднения измерение параметров энергоучета потребителей (расход, мощность, давление, температуру, количество энергоносителя, количество теплоты с энергоносителем) по точкам учета (фидер, труба);

б)средний уровень — контроллеры (специализированные измерительные системы или многофункциональные программируемые преобразователи) со встроенным программным обеспечением энергоучета, осуществляющие в заданном цикле интервала усреднения круглосуточный сбор измерительных данных с территориально распределенных ПИП, накопление, обработку и передачу этих данных на верхний уровень;

в)верхний уровень — персональный компьютер (ПК) со специализированным программным обеспечением АСКУЭ, осуществляющий сбор информации с контроллера (или группы контроллеров) среднего уровня,

итоговую обработку  этой информации как по точкам учета, так и по их

группам — по подразделениям и объектам предприятия, отображение и

документирование  данных учета в виде, удобном для  анализа и принятия

решений (управления) оперативным персоналом службы главного энергетика и руководством предприятия.

   Нижний уровень АСКУЭ связан со средним уровнем измерительными каналами, в которые, вообще говоря, входят все измерительные средства и линии связи от точки учета до контроллера, включая его входные цепи (иногда упрощенно под измерительными каналами подразумевают их часть цепи передачи данных от ПИП до контроллера). Так, например, для электроучета под измерительным каналом подразумевается цепочка от питающего фидера, проходящая через измерительные трансформаторы тока и напряжения, электросчетчик с телеметрическим выходом и двухпроводная линия связи до контроллера.

   Средний уровень АСКУЭ связан с верхним уровнем каналом связи, в качестве которого могут использоваться физические проводные линии связи, выделенные или коммутируемые телефонные каналы, радиоканалы (в содержание понятия канала связи входят не только линии связи, но и оборудование связи, обслуживающее эти линии; иногда совокупность каналов связи называют средой связи). Передача данных по этим каналам осуществляется, как правило, по стандартным интерфейсам (интерфейсы типа RS_232, RS_485, ИРПС и т.п.) и определенным стандартным (например M_bus) или оригинальным (протоколы систем ИИСЭ4, СЭМ_1 и т.п.) протоколам обмена.

    Понятие АСКУЭ является динамичным понятием, меняющим свое содержание в зависимости от экономического и технического прогресса. С появлением на рынке в начале 90-х годов надежных и сравнительно дешевых зарубежных ПК стало возможным значительную часть функций АСКУЭ снять с контроллеров и передать программному обеспечению ПК, что привело к рождению рассмотренной трехуровневой структуры АСКУЭ.    Такая структура позволяет решать качественно новые задачи энергоучета, а решение прежних задач ставит на несравнимо более высокий уровень, что обеспечивается как колоссальной памятью и вычислительными возможностями ПК, так и их средствами отображения и документирования

(цветной монитор,  графическая печать, звуковые эффекты).

   Дальнейший прогресс в области интегральной технологии позволил функции контроллеров по учету энергоресурсов встраивать непосредственно в первичные преобразователи, получая таким образом «интеллектуальные ПИП». Для этих преобразователей трехуровневая схема АСКУЭ может быть трансформирована в двухуровневую структуру «ПИП_ПК» (рис. 4а), в которой сбор данных с точек учета ведется через определенную среду

связи непосредственно  на ПК (например, все «интеллектуальные» электросчетчики подключаются к компьютеру через коммутируемую телефонную среду). Указанный принцип построения АСКУЭ связан

с большими финансовыми  затратами на достаточно дорогие «интеллектуальные» ПИП и требует, кроме того, наличия большого количества каналов связи (на каждый ПИП по каналу), что в ряде случаев невыполнимо.

Рис. 4а. Вариант  обобщенной структурной схемы АСКУЭ: двухуровневая схема с контроллерными функциями обработки, встроенными  в первичные преобразователи 

    Другой крайний случай вырождения трехуровневой структуры АСКУЭ в двухуровневую с обычными «неинтеллектальными» ПИП связан с перенесением контроллерных функций сбора данных в ПК (рис. 4б).

Рис. 4б. Вариант  обобщенной структурной схемы АСКУЭ: двухуровневая схема с контроллерными функциями сбора, встроенными в ПК 

   В этом случае компьютер доукомплектовывается специальными модулями сбора данных и в круглосуточном режиме аналогично контроллеру реализует все функции АСКУЭ (примером такой системы является КТС «ЭНЕРГИЯ»).

Недостаток такого подхода связан, во-первых, с монопольным использованием компьютера только для задач энергоучета (хотя его возможности значительно шире), во-вторых, со снижением надежности и живучести АСКУЭ в целом (отказ компьютера ведет к разрушению всей

системы сбора и потере всех текущих измерительных данных), в-третьих, и в этой структуре надо решать проблему реализации большого количества измерительных каналов. Поэтому в ряде систем используются упрощенные контроллеры — концентраторы, или устройства сбора данных (УСД),

которые позволяют  мультиплексировать измерительные каналы, т. е. одновременно собирать данные с группы ПИП и передавать их на следующий уровень по одной двухпроводной линии, но с временным разделением каналов. 
 

Коммерческие  и технические АСКУЭ 

   По назначению АСКУЭ предприятия подразделяют на системы коммерческого и технического учета. Коммерческим, или расчетным учетом называют учет выработанной и отпущенной потребителю (предприятию) энергии для денежного расчета за нее (соответственно приборы для коммерческого учета называют коммерческими, или расчетными).

  Техническим, или контрольным учетом называют учет для контроля процесса энергопотребления внутри предприятия по его подразделениям и объектам (соответственно используются приборы технического учета). C развитием рыночных отношений, реструктуризацией предприятий, хозяйственным обособлением отдельных подразделений предприятий и появлением коммерчески самостоятельных, но связанных общей

схемой энергоснабжения производств субабонентов технический учет, помимо чисто контрольной функции, приобретает черты и расчетного учета.

   Системы АСКУЭ коммерческого и технического учета могут быть реализованы как раздельные системы (рис. 5) или как единая (смешанная) система. До недавнего времени в реализации систем АСКУЭ на предприятиях преобладал второй подход, но появление новой

техники сделало предпочтительным создание раздельных систем (раздельных, по крайней мере, на среднем уровне АСКУЭ). Этому способствовала и сама специфика этих двух видов учета. Коммерческий учет консервативен, имеет устоявшуюся схему энергоснабжения, для него характерно наличие небольшого количества точек учета, по которым требуется установка приборов повышенной точности, а сами средства

учета нижнего  и среднего уровня АСКУЭ должны выбираться из государственного реестра измерительных средств. Кроме того, системы коммерческого учета в обязательном порядке пломбируются, что ограничивает возможности внесения в них каких-либо оперативных изменений со стороны персонала предприятия. Технический учет, наоборот, динамичен и постоянно развивается, отражая меняющиеся требования производства; для него характерно большое количество точек учета по разным видам энергоресурсов, по которым можно устанавливать в целях экономии средств приборы пониженной точности, причем выбор этих

приборов не обязательно должен делаться из госреестра. Отсутствие пломбирования приборов энергосбытовой организацией позволяет службе главного энергетика предприятия оперативно вносить изменения в исходные данные установленных приборов в соответствии с текущими изменениями в схеме энергоснабжения предприятия.

Рис. 5. АСКУЭ  коммерческого и технического учета промпредприятия 

Централизованные и децентрализованные АСКУЭ 

    По принципу реализации и доступа к информации АСКУЭ как коммерческого, так и технического учета можно подразделить на централизованные и децентрализованные. Структура централизованной системы совпадает с обобщенной трехуровневой схемой АСКУЭ (рис. 3). В такой системе сбор данных с удаленных ПИП, территориально распределенных по подразделениям и объектам предприятия, осуществляется непосредственно или через УСД на многоканальный контроллер, а с него далее на ПК. Такая структура АСКУЭ гарантирует получение в реальном масштабе времени полной и точной информации по энергопотреблению всех подразделений и объектов предприятия для уровня главного энергетика и руководства предприятия, но ограничивает оперативный доступ к этой информации со стороны энергетиков и руководителей подразделений, отдельных удаленных хозяйственных объектов предприятия и его субабонентов, что снижает эффективность АСКУЭ в плане экономии энергоресурсов. Для централизованной системы организация оперативной обратной связи с различными объектами по

энергоучету требует построения либо развитой глобальной компьютерной

сети инфраструктуры предприятия, либо использования сети дистанционно

управляемых табло, подключенных к ПК главного энергетика. Оба эти пути

на сегодняшний  день для большинства предприятий  маловероятны в силу их

дороговизны.

  Альтернативой централизованной системе является децентрализованная

АСКУЭ (рис. 6).

Рис. 6. Децентрализованная АСКУЭ промпредприятия 

   Такая система строится на базе недорогих малоканальных контроллеров учета со встроенным табло и клавиатурой, которые устанавливаются

непосредственно на контролируемых объектах и через  среду связи подключаются к удаленной  ПК главного энергетика предприятия. Такая АСКУЭ обеспечивает в реальном масштабе времени доступ к информации энергоучета всем заинтересованным лицам. Децентрализованные АСКУЭ позволяют приблизить машинный интеллект к месту потребления энергоресурсов и благодаря этому оперативно и эффективно решать на местах задачи их учета, контроля и экономии. Децентрализованная

структура АСКУЭ  позволяет красиво, без противоречий объединить в рамках

единой АСКУЭ  функции коммерческого и технического учетов: одна или несколько малоканальных  систем выделяются для решения задач  коммерческого учета (и соответственно пломбируются энергоконтролирующими организациями), а остальные системы решают задачи технического учета (аналогичное объединение функций в рамках единой централизованной системы вызывает много проблем). Наконец, децентрализованная АСКУЭ, использующая системы учета с дополнительными функциями управления, позволяет реализовать

автоматическое  управление нагрузкой (потребителями-регуляторами) непосредственно на местах установки систем (для производств с высокой технологической дисциплиной) 

Интерфейсы  измерительных каналов АСКУЭ 

  В типовой трехуровневой структуре АСКУЭ промпредприятия нижний уровень (уровень первичных измерительных преобразователей ПИП) связан со средним уровнем (уровнем контроллеров, или уровнем вторичных измерительных преобразователей ВИП) измерительными каналами. К этим каналам относятся первичные преобразователи и линии связи, подключенные с одной стороны к выходам ПИП, а с другой стороны — ко входным цепям вторичных преобразователей. Большинство существующих ПИП измерения различных видов энергоносителей и их параметров имеет токовые аналоговые и/или токовые дискретные выходы (например термопары, термосопротивления). Типичные схемы интерфейсов измерительных каналов представлены на рис. 7.

а) схема подключения  датчика с токовым выходом

б) схема подключения  датчика с числоимпульсным выходом

Рис. 7. Типичные интерфейсы первичных измерительных  преобразователей ПИП (датчиков) со вторичными измерительными преобразователями ВИП (контроллерами) 

  ПИП с токовым аналоговым выходом  имеет встроенный источник тока — генератор тока с некоторым внутренним сопротивлением RВН, который управляется функцией f (x) измерения параметра х энергоносителя (рис. 7а). Ток i = f (x) поступает в линию связи и на входном нагрузочном резисторе RН вторичного преобразователя создает соответствующее падение напряжения, которое далее преобразуется в цифровое значение измеряемого параметра х. ПИП данного вида имеют, как правило, унифицированные выходные сигналы постоянного тока в диапазонах {0 —5}, {0 —20} или {4 —20} мA (току i = 0 или i = 4 мA соответствует некоторое минимальное значение измеряемого параметра х, а току i = iмакс. Из {5— 20} мА — максимальное значение этого параметра). Максимально допустимая длина линии связи между ПИП и ВИП зависит от величины внутреннего сопротивления RВН ПИП, активного сопротивления RЛ линии связи, входного сопротивления RН ВИП, ожидаемого уровня помех

и обычно не превышает несколько десятков метров. ПИП с дискретным выходным сигналом имеют, как правило, гальванически развязанный выход с

открытым коллектором транзистора или релейным «сухим» контактом,

питание которого производится со стороны источника тока, встроенного в ВИП (рис. 7б). При этом величина тока в линии связи имеет значение

i мин. или  i макс., в зависимости от того, закрыт или открыт выход ПИП, что определяется дискретным характером процесса измерения преобразователем параметра х энергоносителя. Последовательность «замыканий —размыканий» выходной цепи ПИП порождает на входе ВИП последовательность токовых двоичных импульсов («0», «1») определенной частоты и длительности, которая используется для цифрового представления измеряемого параметра х. Как правило, ток в линии связи не превышает

10–20 мA. Максимально допустимая длина линии связи зависит от величины

тока ВИП, активного  сопротивления линии и может доходить до 3 км.

Из рассмотренного следует, что выбор типов вторичных преобразователей (контроллеров, систем) в АСКУЭ, а также территориально-распределенная

структура АСКУЭ (удаленность точек учета первого уровня от второго уровня АСКУЭ) во многом зависят от выходных интерфейсов используемых первичных преобразователей. Этот фактор является системным, и его необходимо учитывать как при разработке АСКУЭ, так и при закупке конкретного оборудования для развития существующей АСКУЭ

предприятия.  

Интерфейсы  каналов связи АСКУЭ 

   Каналы связи в трехуровневой структуре АСКУЭ промпредприятия связывают средний уровень АСКУЭ (уровень вторичных измерительных преобразователей ВИП, или контроллеров, систем) с верхним — уровнем ПК. Большинство преобразователей и ПК имеют типовые интерфейсы, рассматриваемые далее.

   Интерфейс с токовой петлей (CL) относится к классу универсальных двухточечных радиальных интерфейсов удаленного последовательного доступа к системам (рис. 8).

а) токовая петля CL

б) интерфейс  радиальный последовательный ИРПС

Рис. 8. Токовые  интерфейсы вторичных измерительных  преобразователей (контроллеров) с  ПК  

   Этот интерфейс широко применяется в промышленном оборудовании, так как позволяет осуществить связь по физическим линиям на

дальние расстояния (до 3 км) без использования аппаратуры передачи данных (модемов).

   Интерфейс CL представляет собой двухпроводную линию, образующую

токовую петлю с дискретно переключаемым источником тока и приемником

(рис. 8а). Последовательные  данные от источника к приемнику передаются побитно и побайтно асинхронным способом сигналами постоянного тока

i = 20 мA (иногда используются сигналы 10, 40 или 80 мA). Ток, превышающий 17 мA, представляет логическую «1» (маркер), а ток, меньший чем 2 мA,— логический «0» (пробел). Одно из взаимодействующих устройств должно быть активным и служить источником тока, а другое — пассивным (приемником). Интерфейс CL имеет, как правило, протяженную линию передачи, которая подвержена влиянию внешних помех и

перенапряжений. Поэтому схемы передатчика и приемника линии могут быть гальванически развязаны за счет использования оптронов и изолированных источников питания (аналогичное решение приведено на рис. 7б).

   Максимальная скорость передачи сигналов по токовой петле — 9600 бит/с при длине линии связи до 300 м. Снижая скорость передачи, можно

почти пропорционально  увеличивать длину линии: на скорости 1200 бит/с длина линии увеличивается до 2000 м. Токовая петля используется обычно

для сопряжения одного передатчика и одного приемника, но, в принципе, она может охватывать и несколько последовательно соединенных пассивных приемников.