Оценка эффективности широкого внедрения АСКУЭ с учётом надёжности их работы

Министерство образования и науки Российской Федерации
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования 

ИРКУТСКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
Институт энергетики
Кафедра Электроснабжения и электротехники


      Допускаю к защите
 Зав. кафедрой:
          			_______________	Н.И. Воропай
                 


Оценка эффективности широкого внедрения АСКУЭ с учётом надёжности их работы


ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
к выпускной квалификационной работе
(уровень магистратуры)
Программа магистратуры 
«Энергоэффективность, энергоаудит и управление энергохозяйством»
по направлению подготовки
13.04.02 Электроэнергетика и электротехника

0.055.00.00 - ПЗ


Разработал студент ЭУм-16-1                                _____________	К.А. Каримов

Руководитель                                                           _____________ 	Д.С. Крупенёв	
Консультанты                                                          _____________	Д.О. Герасимов
      
                  _____________	В.В. Потапов 

Нормоконтроль             	      _____________        К.В. Суслов





Иркутск 2018г.
Министерство образования и науки Российской Федерации
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования 

ИРКУТСКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
Институт энергетики
Кафедра Электроснабжения и электротехники

УТВЕРЖДАЮ
Директор института 
_______________ В.В. Федчишин
«____»______________ 2018г.

ЗАДАНИЕ
на выпускную квалификационную работу студенту группы ЭУм-16-1 Каримову Кириллу Александровичу
Тема работы: «Разработка и обоснование экономической целесообразности применения автоматизированной системы коммерческого учета электроэнергии для многоквартирных домов г. Иркутска»

Утверждена приказом по университету от 22 мая 2018г. № 1134
 Срок представления студентом законченной работы в ГЭК____________
    Исходные данные: материалы, собранные за время научно-исследовательской работы.
 Содержание расчетно-пояснительной записки (перечень подлежащих разработке вопросов):
  Мульти-энергетические системы
  Реализация технико-экономической модели
  Особенности применение мульти-энергетических систем
 Перечень графического материала - нет
 Дополнительные задания и указания - нет
 Консультанты по работе с указанием вопросов, подлежащих решению
_________________________________________________________
    	«_____» ______________ 2018г. ____________ Д.О. Герасимов
_________________________________________________________
    	«_____» ______________ 2018г. ____________     В.В. Потапов

Календарный план
Разделы
Месяцы и недели

февраль
Март
апрель
май
Введение




















Глава 1




















Глава 2




















Глава 3




















Заключение 




















Список используемых источников




















Оформление работы





















Дата выдачи задания «_____» ______________2018г.

Руководитель работы                                              	______________  Д.С. Крупенёв

Заведующий кафедрой	                                              ______________ К.В. Суслов

Задание приняла к исполнению студент	               ______________  К.А. Каримов

План выполнен ________________________

Руководитель работы «___» _________ 2018г.        ___________   Д.С. Крупенёв
















Аннотация
      Тема работы «Разработка и обоснование экономической целесообразности применения автоматизированной системы коммерческого учета электроэнергии для многоквартирных домов г. Иркутска»
      Объем ВКР 56 страниц, на которых размещено 19 рисунков и 15 таблиц. При написании работы использовалось 30 источников литературы.
      Ключевые слова: АСКУЭ, счётчики электроэнергии, энергосбытовая деятельность, энергоэффективность.
      Объектом исследования является концепция АСКУЭ для многоквартирного дома.
      Актуальность работы: 
      Во введении обоснована актуальность темы, поставлена цель написания выпускной работы и поставлены задачи исследования. 
      В первой главе 
      Во второй главе
      В третьей главе
       Заключение содержит 

















Содержание
Аннотация	4
Введение	8
1 Анализ существующей системы сбора показаний приборов учёта и системы автоматизированного учёта электроэнергии потребителей	10
1.1 Проблемы существующей системы сбора показаний приборов учёта	10
1.2 Преимущества организации учёта при помощи автоматизированных систем	11
Root Router Plus  оснащён драйверами следующих каналов связи:	15
2 Выбор компонентной базы для создания АСКУЭ граждан потребителей	19
2.1 Технологии передачи данных системы АСКУЭ	19
2.1.1. Проводные АСКУЭ	19
2.2 Назначение и выполняемые функции системы	22
2.3 Структура ИИС	24
2.4 Использование PLC-каналов	26
2.5 Использование радиоканала	26
2.6 Состав ИИС	27
2.7 Указания по измерительным схем, содержащим измерительные трансформаторы	34
2.8 Основные технические решения	34
2.9 Построение ИИС	36
2.10 Контроль работоспособности	38
2.11 Рекомендации по монтажу	40
2.11.1 Последовательность и порядок работ по монтажу и наладке на энергообъектах.	40
2.11.2 Визуальная проверка защитных устройств	42
2.11.3 Защитное заземление устройств и защита от внешних воздействий:	44
2.12 Порядок монтажа и подключения автоматизированной системы контроля и учета электроэнергии ИИС, рекомендации по монтажу	44
2.13 Прокладка кабельных линий	48
2.14 Расчёт показателей надёжности	50
2.14.1 Требования к надёжности	51
2.14.2 Методика расчёта показателей надёжности	52
2.14.3 Проверка выполнения требований по надёжности элементов АИИС КУЭ	52
2.14.3 Расчёт показателей надёжности АИИС КУЭ	53
3 Технико-экономическое обоснование внедрения системы АСКУЭ	55


3.2 Потери при хищении электроэнергии……………………………………… 80

Заключение………………………………………………………………………. 86 Список использованных источников…………………………………………... 88






























Введение
      Начавшаяся реструктуризация РАО "ЕЭС России", организация оптового рынка электроэнергии, набирающая обороты жилищно-коммунальная реформа и планомерная ликвидация "перекрестного субсидирования" для бытовых потребителей резко повысили интерес производителей и потребителей электроэнергии к совершенствованию организации учета.
      Федеральный закон №261 "Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации"[1] 23 ноября 2009 года обязал собственников помещений установить общедомовые приборы учета. В результате установки ОДПУ энергосбытовая организация смогла полностью учесть всю электроэнергию, поступившую в дом, полностью исключая коммерческие потери. В то же время потребители электроэнергии ( жители многоквартирных домов) заметили, что после установки ОДПУ электроэнергии, на места общего пользования стало приходится около 50% квартирного потребления. И им приходится это оплачивать. Хотя по факту расходы электроэнергии на МОП должны быть в пределах 5-10%.	Это свидетельствует о том, что:
 Недобросовестные жильцы используют схемы остановки счетчика.
 Абоненты не оплачивают счета за потребленную электроэнергию вовремя или отказываются вовсе.
 Абоненты не передают во время актуальные показания, или вовсе не подают их.
      В связи с этим потребители электроэнергии стали осознавать важность повышения точности расчета за потребленные энергоресурсы. Основой усовершенствования системы расчета является своевременное считывание показаний с высокоточных приборов учета.
      Сегодняшняя торговля энергоресурсами устроена на использовании автоматизации приборного энергоучета, приводящего к максимальному снижению человеческого фактора на момент проведения фиксирования, обработки, сбора данных и обеспечивания доподлинного, точного, быстрого и гибкого расчета, адаптируемого к различным тарифным системам учета, как со стороны поставщика энергоресурсов, так и со стороны потребителя.
      Западноевропейский рынок был либерализован в довольно короткие сроки – всего за 2–3 года. Особое значение в процессе конкурентного энергоснабжения приобрела роль измерительных систем и сбора данных. Производство, передача, электроснабжение, измерения, сбор и обработка данных уже не осуществляются в пределах одной организационной структуры. Возникла необходимость в стандартизации, появилась потребность в единых правилах перемещения и сбора информации, понимания и удовлетворения просьб, касающихся передачи данных требуемого формата.
      Новые задачи (к примеру, необходимость балансировать нагрузку) и рост объемов информации привели к появлению в энергетических компаниях собственных	информационных структур: хранилищ	данных	и	систем автоматизированного сбора данных с приборов учета. Балансирование нагрузки, тарифная политика, анализ и прогнозирование профилей потребления – все это зависит от работы систем управления данными, определяет эффективность        работы	энергетических организаций	и степень удовлетворенности потребителей. 
      В большинстве стран с развитой рыночной экономикой все ранее рассмотренные	проблемы	энергосбытовых компаний решаются путем внедрения систем АСКУЭ, которые становятся все более востребованными и экономически целесообразными.
      Потребителями энергосбытовых компаний, как правило, являются как юридические (индивидуальные и частные предприниматели, промышленные производства), так и физические лица (население). В настоящее время существует проблема организации приборного учета электроэнергии, так как участились случаи предоставления недостоверных показаний счетчиков или не предоставления показаний вовсе.
      Эту проблему способно решить внедрение автоматизированной системы коммерческого учета электроэнергии (АСКУЭ) для каждого потребителя.
      Целью данной магистерской диссертации является проверка экономической эффективности внедрения автоматизированной системы коммерческого учета электроэнергии (АСКУЭ) для жителей МКД г.Иркутска.
      Задачами данной магистерской диссертации являются:
      1) Анализ существующей системы сбора показаний приборов учета и системы автоматизированного учета электроэнергии граждан-потребителей;
      2)	Выбор	компонентной	базы	для	создания	АСКУЭ	для жителей МКД;
      3) Технико-экономическое обоснование внедрения системы АСКУЭ.














1 Анализ существующей системы сбора показаний приборов учёта и системы автоматизированного учёта электроэнергии потребителей
1.1 Проблемы существующей системы сбора показаний приборов учёта
      Существующая система сбора показаний[2] (и дальнейшего расчета потребителей по этим показаниям) имеет массу проблем:
      - необходимы ежемесячные обходы и списание показаний индивидуальных приборов учета (ИПУ) контроллерами энергосбытовых компаний. Эта проблема резко обостряется в связи с попаданием контроллеров к местам установки ИПУ, т.к. практически во всех домах построенных за последние 15 лет ИПУ находятся в квартирах. 
      - необходимо содержать большой штат сотрудников энергосбытовой компании;
      - при массовых обходах, есть большая вероятность искажения показаний счетчиков (в результате самопроизвольных ошибок или преднамеренных действий) при их списании контроллерами, что само по себе является человеческим фактором;
      - вслед за ликвидацией в Российской Федерации перекрестного субсидирования и неизбежным отказом от системы самообслуживания перед инженерами-энергетиками	стоят	проблемы минимизации собственных затрат на снятие показаний приборов учета и выписку счетов за электроэнергию гражданам-потребителям;
      -массовое выставление	счетов для многочисленных граждан-потребителей и необходимость исключить постоянно возникающие при этом ошибки требуют максимальной механизации и автоматизации этого процесса.
      Реализация	рыночного	учета	электроэнергии, поступающей от генерирующих компаний к поставщикам, для ее дальнейшей продажи гражданам-потребителям представляет собой следующую структуру. При существующих нормах проектирования в ТП 10/0,4 кВ со стороны низшего напряжения, либо на вводных устройствах 0,4 кВ в жилые дома устанавливаются общедомовые приборы учёта (ОДПУ)[3,4].
      На данный момент, чтобы определить количество электроэнергии поступившей в дом, необходимо просто снять показания ОДПУ. А для того чтобы определить количество электроэнергии затраченной на ОДН, необходимо от показаний ОДПУ отнять показания всех индивидуальных приборов учета, установленных в собственных помещениях жильцов многоквартирного дома. А это не правильно, т.к. есть ещё коммерческие потери, связанные с несовершенной системой сбора показаний.
      При такой организации приборного учета, все потери электроэнергии управляющая компания либо ЖСК, обслуживающая эти сети, будет вынуждена выставлять жителям МКД как расходы на ОДН. 
      Так как при существующей повсеместно системе «самообслуживания», граждане-потребители показания приборов учета списывают и предоставляют не точно и не своевременно, счета потребителям выставляются с большим искажением.
      Естественно при такой системе учета узнать реальные потери в распределительных электросетях и результативность работы гарантирующего поставщика не представляется возможным. Решить данную проблему способна автоматизированная система контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ).
1.2 Преимущества организации учёта при помощи автоматизированных систем
      Достоинства автоматизированных	систем учёта давно известны, так как такие системы уже на протяжении долгого времени применяются как за границей, так и в Российской Федерации на различных промышленных производствах и предприятиях. Кроме функций учета, они также контролируют и управляют электропотреблением этих предприятий.
      Основными составляющими систем АСКУЭ являются следующие устройства:
      - устройства сбора и передачи показаний (УСПД) применяемые для считывания, временного хранения и передачи информации в локальный блок сбора данных. В основном они исполняются в виде многоканальных электросетевых модемов (ЭСМ) с блоком контроля прибора учета и интерфейсным модулем;
      - локальные блоки сбора данных (ЛБСД), предназначающиеся для контроля и управления сетевых модемов, сбора с них информации и передачи её в центральную диспетчерскую;
      - приборы учета электроэнергии с независимой от внешнего питания памятью, на которой хранятся промежуточные показания и данные;
      - центры обработки данных, в которых осуществляется работа по опросу электросчетчиков, обработка	полученной информации, удаленное обслуживание этих приборов учета, составление отчетной документации и создание доступной для работы базы данных, предназначенной для расчетов и выставления счетов за потребленную электроэнергию.
      Телеметрическим кабелем счетчик электроэнергии подключается к выходу интерфейсного модуля многоканального электросетевого модема, установленного в этажном щитке. В свою очередь, электросетевой модем, принимая информацию, обрабатывает её, происходит привязка показаний индивидуального прибора учета ко времени считывания и все это сохраняется в энергонезависимой памяти по заданной программе.
      Для последующей передачи собранной телеметрической информации в локальные блоки сбора данных электросетевой модем преобразует её в вид, позволяющий обеспечить передачу информации по электросети без искажений и потерь. ЛБСД представляет собой автономный аппарат с несколькими устройствами приема и передачи данных. Локальный блок сбора данных устанавливается на вводе в здание или на трансформаторной подстанции. К каждой фазе ЛБСД подключается при помощи встроенных ЭСМ.
      Передача информации от локального блока сбора данных на компьютер диспетчера осуществляется по выделенной или коммутируемой линии через последовательный интерфейс и телефонный модем. При рассредоточенных системах сбор первичной информации производится непосредственно из ЛБСД с применением переносных носителей информации, таких как ноутбук или планшет. Один такой блок позволяет обслуживать до 2048 приборов учета.
      Пункт центральной диспетчерской (ЦД) представляет собой центр сбора данных индивидуальных приборов учета, их регистрации, обработки, анализа и отображения. Программное обеспечение ЦД логически можно разделить на две составляющие: оперативная связь с ЛБСД и обработка собранной информации. Все полученные для обработки сведения хранятся в специальной базе данных.
      При обработке собранных данных программное обеспечение (ПО) центральной диспетчерской выполняет следующие функции:
 выписка счетов (квитанций);
 печать счетов (квитанций) для каждой квартиры (дома); обоснование счетов (квитанций);
 сведение баланса по балансным группам;
 формирование сводной таблицы энергопотребления за текущий и предшествующие периоды.
      Для защиты системы от несанкционированных	изменений(корректировок) предусмотрены шифрование информации и многоступенчатый доступ к текущим данным и параметрам, который представлен на рисунке 1.
      
      Рисунок 1 - Обобщенная функциональная схема автоматизированного дистанционного снятия показаний приборов учета электроэнергии
      Автоматизированные системы могут предложить альтернативные решения вышеуказанных проблем, таких как:
      - организация дистанционного снятия показаний индивидуальных и коллективных (общедомовых) приборов учета через специальное программное обеспечение 
      - возможность оснащения приборов учета устройствами для считывания с них показаний на машинные носители информации (компьютеры, смартфоны), а самих контроллеров – переносными устройствами (пультами) для осуществления этого считывания. Таким образом, контролеры лишаются возможности изменять показания счетчиков и предоставляют в центральную диспетчерскую достоверные данные.
      В мировом сообществе такие системы обозначаются «AMR systems» (Automatic meter reading (AMR) – система автоматического считывания показаний электросчетчиков). Многие компании по производству электросчетчиков долгие годы разрабатывали системы для граждан-потребителей, отвечающие требованиям надежности, безопасности эксплуатации, простоте и относительно недорогой стоимости. При создании подобных систем были соблюдены два основных подхода: система должна окупаться и обеспечивать повышенную надежность функционирования. В настоящий момент такие системы уже существуют, производятся серийно и их массово внедряют во многих развивающихся странах.
      В настоящий момент наиболее распространенной техникой связи AMR во всем мире является радиосвязь, следом за ней технология PLC-связи, а так же GPRS
      Это вызвано тем, что в Северной Америке большее количество ресурсов вкладывается именно в радиосвязь, а рынок энергоснабжающих организаций вне Америки имеет другой приоритет в области связи – там доминирует связь по низковольтной сети (PLC).
      Масштабное применение PLC-связей не удивительно в странах с развивающейся экономикой, у которых, как правило, нет развернутой телефонной или радиосвязной инфраструктуры и где даже у проводных телефонов нет большого протяжения линий и нужного покрытия площадей (для AMR-технологий нужны практически 100% площади покрытия, чтобы достигнуть каждого дома или предприятия). В подобных странах единственная среда связи, которая достигает каждого потребителя электрической энергии -это электрический сетевой провод.
      Технические решения, используемые в системах AMR на базе PLC-технологии, позволяют:
      - у большинства потребителей сохранить однотарифные счетчики, с передачей данных от них по силовой сети в групповые УСПД;
      - внедрить у каждого потребителя любые новые тарифные системы, меняя только программное обеспечение в УСПД, без проведения монтажных работ и замены электросчетчиков;
      - снимать показания приборов учета в многоквартирном доме дистанционно, не заходя в помещения, где они установлены, при этом у самих контролеров не будет возможности изменить показания электросчетчиков;
      - выявлять хищения электроэнергии, уведомлять об этом и дистанционно отключать должников.
      Системы с передачей данных по силовой сети универсальны и многофункциональны, т.к. кроме обработки информации о потреблении разных видов энергетических ресурсов они могут быть дополнены и другими функциями, к примеру, охранно-пожарной сигнализацией. Это во много раз повышает их эффективность и снижает сроки окупаемости.
      Одним из крупнейших примеров систематизированного решения задач и проблем организации поставки и учета электроэнергии у потребителей в южной части Европы является система компании Enel. Данная компания в 2010 г. запланировала массовую замену 29 миллионов устаревших электросчетчиков. Все эти счетчики по силовым проводам были объединены в единую систему контроля и учета Telegestore. Системы, подобные этой, помогут внедрять любые тарифные системы с наименьшими затратами[5,6,7]. 
      В Российской Федерации, в том числе и в городе Иркутске большими темпами набирают популярность системы автоматизированного контроля и учета, на программном обеспечении Root Router Plus разработанного в рамках измерительно-управляющей инфраструктуры Smart IMS (SIMS) на основе технологии ADDAX. Данная программа предназначена в первую очередь для управления, мониторинга и контроля процессами передачи и распределения электроэнергии.
      Аппаратно-программное обеспечение «ADDAX» способно к мониторингу технических процессов на обширной территории с единым центром управления. Так же в АПК «ADDAX» развита система разделения прав доступа, информационного пространства, средств управления на различные уровни, что позволяет создавать более развитую систему координации для обслуживания больших участков.
      При использовании программной базы «ADDAX» есть возможность объединение нескольких подструктур в единую сеть. Это позволит выполнять работы по обслуживанию сетей с большей эффективностью и меньшими затратами.
      Автоматизированная система контроля и учета созданная с применением Root Router Plus имеет ряд основных функций:
 составление и просмотр справочников (запросов данных, тарифных сеток, расписаний работы дополнительного реле,  SSC, LCU);
 опрос индивидуальных приборов учета электроэнергии;
 сбор и передача оперативной информации о технологических параметрах энергопотребления, аварийных и предаварийных ситуациях в режиме реального времени на сервер системы и автоматизированные рабочие места (как по заданному времени, так и по запросу);
 обработка задач верхнего уровня; 
 объединение и систематизация работы электросчетчиков; 
 передача и обработка команд исполнения;
 выполнение защитной функции, такой как несанкционированный доступ или случайных действий.
Root Router Plus  оснащён драйверами следующих каналов связи:
Ethernet
HDLC (GSM/SMS, V.25)
GPRS
PLC (LV и MV)
CM.BUS
Ниже представлены варианты использования каналов и необходимое оборудование[8,9,10]:

Таблица1 – Варианты использования каналов связи для системы АСКУЭ 
Канал
Аппаратная конфигурация
Комментарии
Ethernet

Маршрутизаторы и RR+ должны находиться в одной локальной сети (LAN).

GPRS

Для организации связи Центр должен приобрести у Интернет-провайдера статический IP-адрес для RR+ и подписаться на услугу GPRS у GSM-оператора.
GSM


V.25

Модем проводной телефонной связи должен поддерживать протокол V.25.
LV

Ниже представлены варианты связи, которые используются для технологических или тестовых работ, а также с демонстрационной целью. 
В случае необходимости к RR+ можно подключить счётчики SIMS, при помощи приведенных ниже схем.

MV



      
      
      Серверная поддержка обеспечивает надежное хранение информации полученной в ходе опроса приборов учета, долговременное содержание выполненных и запрошенных команд. Связь между серверами производится по высокоскоростным каналам связи, таким как оптоволокно, радиоканалам и посредством сети интернет.
      Уникальность АПК «Root Router Plus» заключается в её высокой производительности и способностью к безболезненному расширению как по количеству задаваемых и обрабатываемых задач, так и по подключаемым устройств.
      Аппаратно-программный комплекс «Root Router Plus» абсолютно не привередлив с применяемыми с ним аппаратами. Положительной чертой является поддержка подключения к одному контроллеру оборудования различных производителей.
      Это позволяет внедрить данное программное обеспечение уже в существующую систему контроля и учета. Даже в ту, в которой имеется собственный протокол обмена данных.
      АПК «Root Router Plus» позволяет внедрять себя поэтапно. Начиная с малых действий, таких как, например, простое отслеживание энергопотребления на малом участке к более сложным и ответственным заданиям. Это позволяет сгладить резкий переход к новой системе, что максимально снижает риски возникновения каких либо нештатных ситуаций или аварий. В конечном итоге возможен незаметный и плавный окончательный переход на новую систему.
      На пункте управления диспетчера в реальном времени отображается структурные и наглядные схемы ответственных участков. Так же отображается наиболее ответственная информация технических процессов. Например, нагрузки, напряжение сети, мощности и т.д. В любой момент времени возможен запрос о состоянии любого индивидуального прибора учета, его показаний и другой информации. Возможность ограничение, отключения, возобновление отпускаемой электроэнергии с диспетчерского пункта.
      Существует возможность установки различных видов сигнализации, что позволит вовремя оповестить инженера и спланировать план действий по устранению аварийного режима.
      Система «Root Router Plus» позволяет находить места несанкционированного подключения к электросетям и предотвращать незаконное использование электроэнергии.
      На данный момент установились определенные тенденции в способах передачи показаний индивидуальных приборов учета:
      - увеличение передаваемых показаний в «дачные сезоны», весенне-летний период;
      - скачок получаемых данных, в том числе и показаний приборов учета, в осенний период;
      - снижение предоставляемых показаний индивидуальных приборов учета в зимний период (особенно в начале года).
      Не меньшее влияние оказывают и косвенные факторы:
 начало строительного сезона;
 своевременность доставки счетов за электроэнергию;
  окончание «дачного сезона»;
 окончание календарного года;
  проведения агитирующих акций;
  смена тарифов в летний период.
      В апреле 2018 года гарантирующим поставщиком электроэнергии на территории Свердловского района г. Иркутска ООО «Иркутскэнергосбыт» было собрано и обработано около 48000 показаний индивидуальных приборов учета граждан-потребителей электроэнергии. Это на 4,2% (2000) больше, чем в прошлом месяце. Около 12000 (20%) потребителей не передали показаний вовсе. Более 92%	(44160) показаний передали сами жильцы, остальные сведения получены в результате контрольных обходов. ООО «Иркутскэнергосбыт» постоянно напоминает своим потребителям, что своевременная передача показаний всеми жильцами является залогом корректного распределения электроэнергии, потребленной на общедомовые нужды.
      В апреле большая часть граждан-потребителей передала показания удаленно:
 при произведении оплаты за потребленную электроэнергию в отделениях Сбербанка (17%);
 с помощью личного кабинета на сайте гарантирующего поставщика (22%);
 воспользовавшись услугой по передаче показаний с помощью СМС-сообщений (2%);
 воспользовавшись электронной почтой (8%). Порядка 25%отребителей выбрало для передачи показаний звонок по телефону:
 с помощью автоответчика или тонального набора (2%);
 позвонив оператору горячей линии энергосбытовой компании (9%);
 позвонив в абонентский отдел, обслуживающего отделения (14%).
      Более 15000 человек передали показания через отрывной талон счета, опустив их в ящики для приема показаний, которые располагаются в каждом жилом доме Свердловского района г. Иркутска. Это составило 26,3% принятых в апреле показаний.
      В личном кабинете на сайте гарантирующего поставщика постоянно производятся работы по улучшению доступности и качества обслуживания. ООО «Иркутскэнергосбыт» прогнозирует скорое увеличение пользователей «личного кабинета абонента «Иркутскэнергосбыт».
      Наглядно количество переданных показаний и способы передачи информации представлены на рисунках 2 и 3.
      
      
      Рисунок 2 – График зависимости количества показаний от времени года
      
      
      Рисунок 3 – Диаграмма различных способов передачи данных
      
      Особо сильно, недостатки самостоятельной передачи показаний выражаются на примере многоквартирных домов. В домах, где жильцы вынуждены сами ежемесячно передавать показания, существует целый ряд проблем. Во-первых, несвоевременность снятия показаний индивидуальных приборов учета. Гарантирующим поставщиком устанавливается срок, в который потребителям необходимо снять показания и передать их для последующей обработки.
      По стечению обстоятельств, все потребители не имеют возможности одновременно снимать данные по счетчикам. Для собственной выгоды, некоторые потребители занижают реальные показания, для снижения индивидуального потребления. Для решения такой проблемы, негласно назначается «старший по дому», который совершает обход всех жилых помещений и снимает показания в одно время. Но остается проблема с доступом к счетчикам. Зачастую люди просто не открывают двери, поэтому нет возможности попасть к прибору учета.
      Также остро стоит проблема по хищению электроэнергии. Все эти факторы оказывают влияние на общедомовые нужды, по которым выставляется гораздо больший объем потребления, чем есть на самом деле.
      Таким образом, существует целый ряд проблем, вызванный сложившейся практикой сбора данных граждан-потребителей. Увеличение процента достоверности и количества принимаемых показаний обусловлено постоянной проблемой по увеличению обслуживающего персонала. Недобросовестные потребители намеренно искажают показания и передают заниженные данные или вовсе их не передают. В свою очередь это приводит к тому, что тем гражданам-потребителям, у которых показания отсутствуют, первые полгода начисляют средний объем потребления, а в последующие месяцы объем по нормативу, что гораздо ниже их реального потребления и выгоднее им оплачивать.
      Оптимальным решением является внедрение системы АСКУЭ, которое позволит решить ряд проблем, существующих при сборе данных об электропотреблении населения, а также повысить эффективность работы энергосбытовой компании в целом.
      
2 Выбор компонентной базы для создания АСКУЭ граждан потребителей
2.1 Технологии передачи данных системы АСКУЭ
     2.1.1. Проводные АСКУЭ
     Проводные АСКУЭ — самый старый вид построения сети, который сегодня все реже используется в многоквартирных домах, но пока еще встречается в промышленном секторе[11,12]. Они основаны на PLC технологии. Структура представлена на рисунке 4.
     
     Рисунок 4 – Структура передачи данных основанная на PLC технологии
     
     В качестве коммуникаций при построении системы PLC применяются непосредственно силовые линии электроснабжения. Упрощенно эту технологию можно представить системой взаимосвязанных между собой электросчетчиков абонентов в рамках многоквартирного дома или коттеджного поселка.
     Устройства связаны посредством линий 0,4 кВ с концентраторами, расположенными в трансформаторной подстанции (ТП) и передающими диспетчеру информацию о потребляемой электроэнергии через GSM-шлюзы.
     Счетчики и концентраторы используют интерфейс RS-485 — международный стандарт, описывающий характеристики дифференциальных линий связи (тип «общая шина»), который позволяет беспрепятственно загрузить необходимую информацию просто подключив ноутбук.
     PLC подразделяются на два подвида:
 PLC-I прекрасно справляется с учетом электроэнергии в бытовых условиях многочисленных потребителей. Данные собираются в пределах определенных временных интервалов с возможностью анализировать и рассчитывать объемы потребления электрической энергии.
 PLC-II предоставляет более широкие функциональные возможности, и, помимо статистики потребления, позволяет осуществлять оперативный контроль качества электроснабжения.
     Характеристики PLC-I и PLC-II могут различаться в зависимости от производителя оборудования. Чтобы разобраться в основных различиях, приведем сравнительную характеристику на примере оборудования «Меркурий».
       Диапазон рабочих частот. PLC-I работает в диапазоне частот 20-95 кГц, PLC-II — 62,5-82,5 кГц.
       Количество подключаемых приборов учета. Система PLC-II предоставляет возможность подключения большего количества точек учета, определенных пределами одной подстанции — 3072 шт. по сравнению с 2048 шт. у PLC-I.
       Ступени ретрансляции. PLC-II имеет 15 ступеней, в то время как PLC-I всего 3. При этом в системе на PLC-II каждый прибор учета сам по себе является ретранслятором, что позволяет не использовать в качестве ретрансляторов дополнительные концентраторы.
       Протяженность сети. PLC-II поддерживает сеть, протяженностью 2,5 км, против 1,2 км у PLC-I.
       Предварительная настройка оборудования. PLC-I необходимо предварительное присвоение сетевых адресов.
      Технология PLC подходит, главным образом, тем, кто разворачивает сеть в условиях ограниченного бюджета. При этом пуско-наладочные работы могут проводиться персоналом обычной квалификации. Однако главными недостатками технологии является низкая надежность системы и низкие показатели масштабируемости.
      2.1.2 Беспроводные АСКУЭ
      Беспроводные системы учета электроэнергии имеют большой выбор технологий, позволяющих осуществлять передачу данных без использования проводов[13]. Пример беспроводного АСКУЭ представлен на рисунке 5.
      
      Рисунок 5 Структура передачи данных основанная на беспроводной технологии
      
 АСКУЭ на базе GSM
     Системы беспроводного учета, использующие оборудование с подключением к GSM-модемам, передают данные через сотовую сеть оператора. Один GSM-модем позволяет собирать показания как с одного счетчика, так и с группы устройств.
     Для считывания данных существует широкий ассортимент различных программ-конфигураторов, а бесперебойность поступления информации гарантируют встроенные в модем таймеры перезагрузки.
      К главным недостаткам систем, применяющих технологии GSM, можно отнести высокую стоимость модемных устройств и плохое прохождение сигнала при размещении прибора учета в нишевых пространствах и металлических шкафах. Кроме того, для развертывания системы необходимо покрытие территории сотовой сетью оператора, а статические IP-адреса, требуемые для подключения, обойдутся заказчику недешево.
 АСКУЭ на базе GPRS
     Поскольку GPRS — своего рода, надстройка технологии GSM, то особенности, описанные для GSM, будут справедливы и для GPRS. По сравнению с GSM, GPRS обладает повышенной скоростью передачи данных.
      Казалось.......................