Разработка и обоснование экономической целесообразности применения автоматизированной системы коммерческого учета электроэнергии

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования
«Иркутский национальный исследовательский технический университет»

Институт энергетики

Кафедра «Электроснабжения и электротехники»

13.04.02 Электроэнергетика и электротехника (код и наименование направления подготовки, специальности)

Энергоэффективность, энергоаудит и управление энергохозяйством
(направленность (профиль))



МАГИСТЕРСКАЯ ДИССЕРТАЦИЯ


на тему  «Разработка и обоснование экономической целесообразности применения автоматизированной системы коммерческого учета электроэнергии для собственников помещений в многоквартирных домах г. Иркутска »




Студент(ка)

Научный руководитель Консультанты

К.А. Каримов
 (И.О. Фамилия)
Д.С. Крупенёв (И.О. Фамилия)


(И.О. Фамилия)



(личная подпись)


(личная подпись)


(личная подпись)




(И.О. Фамилия)




Руководитель программы д.т.н., профессор В.В. Потапов

«____»_______________2018 г.

(личная подпись)




_____________



Допустить к защите



Заведующий кафедрой д.т.н., профессор К.В. Суслов	________________

«____»_______________2018 г.

Иркутск 2018

Содержание



Введение………………………………………………………………………..... 4 1. Анализ существующей системы сбора показаний приборов учета и системы	автоматизированного	учета	электроэнергии	граждан-потребителей…………………………………………………………………….. 6 1.1 Проблемы существующей системы сбора показаний приборов учета…..	6 1.2 Преимущества организации учета при помощи автоматизированных систем…………………………………………………………………………….. 8 2. Выбор компонентной базы для создания АСКУЭ граждан-потребителей	20 2.1 Вариации систем АСКУЭ…………………………………………………... 20 2.2 Назначение и выполняемые функции……………………………………… 32 2.3 Структура ИИС……………………………………………………………… 34 2.4 Использование PLC-каналов………………………………………………..	37 2.5 Использование радиоканала………………………………………………... 38 2.6 Состав ИИС………………………………………………………………….. 38 2.7 Указания по измерительным схемам, содержащим измерительные трансформаторы…………………………………………………………………. 47 2.8 Основные технические решения…………………………………………… 48 2.9 Построение ИИС…………………………………………………………….. 50 2.10 Контроль работоспособности……………………………………………... 53 2.11 Рекомендации по монтажу………………………………………………… 56 2.12 Порядок монтажа и подключения автоматизированной системы контроля       и	учета	электроэнергии       ИИС,	рекомендации	по монтажу…………………………………………………………………………... 62 2.13 Прокладка кабельных линий………………………………………………	67 3.	Технико-экономическое        обоснование        внедрения         системы АСКУЭ…………………………………………………………………………… 76 3.1 Организационно-техническая составляющая электропотребления……… 76


2

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

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























































Введение

     Федеральный закон №261 "Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации" 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 учета и

системы	автоматизированного	учета	электроэнергии	граждан-потребителей


1.1	Проблемы существующей системы сбора показаний приборов

учета

     Существующая система сбора показаний (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).
     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
7

поставщика не представляется возможным. Решить данную проблему способна

автоматизированная система контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ).



     1.2	Преимущества	организации	учета	при	помощи автоматизированных систем
     Достоинства	автоматизированных	систем,	с	помощью	которых организуется учет электроэнергии, давно известны, так как такие системы уже на протяжении долгого времени применяются как в заграничных государствах, 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,
8

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.
9

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



10

Автоматизированные	системы	могут	предложить	альтернативные

решения вышеуказанных проблем, такие как:

     - организация дистанционного считывания показаний индивидуальных и коллективных (общедомовых) приборов учета через специальное программное обеспечение	(например,	аппаратно-программный	комплекс	(АПК) "ТЕЛЕСКОП+");
     - возможность оснащения приборов учета устройствами для считывания с них показаний на машинные носители информации (ноутбуки, мобильные терминалы), 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, а следом за ней идет технология PLC-связи.
     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
11

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 2000 г. запланировала массовую замену 29 миллионов устаревших электросчетчиков. Все эти счетчики по силовым проводам будут объединены в единую систему контроля и учета -     Telegestore. Системы, подобные этой, помогут
внедрять любые тарифные системы с наименьшими затратами. 12

В Российской Федерации большими темпами набирают популярность

системы автоматизированного контроля и учета, на программном обеспечении «Телескоп+». Данная программа предназначена в первую очередь для управления, мониторинга и контроля процессами передачи и распределения электроэнергии.
     Аппаратно-программное	обеспечение	«Телескоп+»	способно	к мониторингу технических процессов на обширной территории с единым центром управления. Так же в АПК «Телескоп+» 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 «Телескоп+» 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 АПК «Телескоп+» имеет ряд основных функций:
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.
В состав системы входит следующее оборудование: -	сервер «Телескоп+»;

13

-	Коммуникационное оборудование (GPRS- модемы, радиомодемы,

шлюзы IP/RS,УКВ-радиостанции); -	Вычислители УВП-280;
     -	Первичные преобразователи расхода, давления и температуры, счетчики электроэнергии;
     -	Контроллеры ПЛК-84М1, ПЛК-166.02, КР-16Р, КР-Д16А8, КР-8А, панель отображения ППО.
     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	«Телескоп+»	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	«Телескоп+»	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 «Телескоп+» 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.


14

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 «Телескоп+» 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.



15

В декабре гарантирующим поставщиком электроэнергии на территории

Ставропольского района Самарской области Жигулевским отделением ПАО «Самараэнерго» 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. ПАО «Самараэнерго» постоянно напоминает своим потребителям, что своевременная передача показаний всеми жильцами является залогом корректного распределения электроэнергии, потребленной на общедомовые нужды.
     В декабре 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% потребителей 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


16

населенном пункте Ставропольского района Самарской области. Это составило

26,3% принятых в декабре показаний.

     В личном кабинете на сайте гарантирующего поставщика постоянно производятся работы по улучшению доступности и качества обслуживания. ПАО «Самараэнерго» прогнозирует скорое увеличение пользователей «личного кабинета абонента Самараэнерго».
     Наглядно количество переданных показаний и способы передачи информации представлены на рисунках 2 и 3.



         Количество переданных показаний 51000

49000


47000


45000


43000
                                                            Кол-во переданных 41000	показаний


39000


37000


35000






Рисунок 2 – График зависимости количества показаний от времени года









17


Способы передачи информации





При оплате за электроэнергию
Личный кабинет


Электронная почта


СМС-сообщения


Звонок по телефону


С помощью отрывного талона счета






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


18

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.






















19

2 Выбор компонентной базы для создания АСКУЭ граждан-

потребителей



2.1 Вариации систем АСКУЭ

     2.1.1 Построение системы АСКУЭ с проведением опроса приборов учета через оптические порты.
     Одна из наиболее простых систем построения АСКУЭ. Приборы учета не связанны между собой. А так же нет связи между центром сбора информации и самими счетчиками. Опрос счетчиков осуществляется путем обхода их контролером в последовательном порядке. Отчет результата обхода (опроса) формируется	на	переносном	компьютере	с	помощью	встроенного программного обеспечения. Сам опрос производится при помощи оптического порта подключаемого к прибору учета и переносному компьютеру.
     В центре сбора данных на компьютерах необходимо применение специализированных программных модулей, создающих файл-задание на обход и загружающих результаты опроса счетчиков в общую базу данных.
      Синхронизация	времени	счетчиков	и	переносного	компьютера происходит в момент опроса счетчика переносным	компьютером. В свою очередь, синхронизация по времени переносного компьютера осуществляется со временем центра сбора данных в момент приема файлов заданий на опрос счетчиков и выгрузке результатов опросов.
     К существенному недостатку такого способа организации АСКУЭ является:
- большая трудоемкость на сбор показаний;

     - невозможность применение счетчиков с импульсным выходом в системе не возможно.
     Максимальным способом экономии при создании системы АСКУЭ в такой вариации, является возложение задач центра сбора данных на переносной компьютер.
Задачи, решаемые системой АСКУЭ созданной с применением опроса 20

счетчиков при помощи оптического порта:

диагностика счетчиков;

          коммерческий и технический учет энергоресурсов по предприятию, его инфраструктурным элементам (котельная и объекты жилкомбыта, цеха, подразделения, субабоненты);
          контроль энергопотребления по точкам и объектам учета в заданных временных интервалах (30 минут, зоны, смены, сутки, декады, месяцы, кварталы и годы) относительно заданных лимитов и технологических ограничений мощности;
          обработка	данных	и	формирование	отчетов	по	учету электроэнергии;
параметры поставки и потребления; полнота получаемых данных;
описание электрических соединений объектов и их характеристик; поддержание единого системного времени.
     Организация АСКУЭ с проведением опроса счетчиков переносным компьютером с использованием преобразователя интерфейсов, мультиплексора или модема представлена на рисунке 4.

















Рисунок 4 – Структурная схема АСКУЭ с опросом через мультиплексор



Счетчики, объединенные общей шиной RS-485, или по интерфейсу

21

"токовая петля" на мультиплексор (типа МПР-16), или устройством сбора и

подготовки	данных	(УСПД)	могут	располагаться	в	различных распределительных устройствах и опрашиваться один или несколько раз в месяц с помощью программы размещенной на переносном компьютере, которая формирует файл результатов опроса. Между счетчиками и центром сбора	данных	нет       постоянной	связи.	УСПД      выполняет	роль коммуникационного сервера.
     На компьютере центра сбора данных необходимы программные модули, формирующие файл-задание на опрос и загружающие информацию в основную БД. Синхронизация времени счетчиков происходит в процессе опроса со временем переносного компьютера. Синхронизация времени переносного компьютера со временем центра сбора данных производится в момент приема файлов заданий на опрос счетчиков. Выделенный компьютер для центра сбора данных в этом варианте также может отсутствовать, его роль может выполнять переносной компьютер.
     Одним из таких устройств может быть СПП-1. СПП – это считыватель показаний портативный.
     Портативный считыватель показаний индивидуальных приборов учета применяется для мобильного считывания информации с ПУ. СПП-1 может применяться как для снятия показаний счетчиков электрической энергии, так и для снятия показаний счетчиков газа, воды. Так же с помощью СПП-1 осуществляется дальнейшая регистрация полученных данных и их отправка в центр сбора информации. Передача сигнала осуществляется по мобильной сети GSM на частоте 433 МГц. Портативный считыватель показаний применяется как в промышленных отраслях, так и в сфере бытового потребления электроэнергии. СПП-1 имеет питание от встроенного аккумулятора и является самостоятельным устройством. Для СПП-1 применяется специализированное программное обеспечение «Учет энергоресурсов».
     Основные технические характеристики устройства представлены в таблице 1, а его внешний вид на рисунке 5.
22

Таблица 1 - Основные технические характеристики СПП-1

№
Наименование параметра
Значение
1
Внешние информационные интерфейсы

(количество портов)
433 МГц FSK (1), GSM

(1), USB 2 (1)
2
Сетевые протоколы
GPRS
3
Типы приборов учета

- подключенных к радиоконцентратору БРК-К - с встроенным радиоканалом


выход 433 МГц
4
Тип внешней карты флеш-памяти
SD
5
Объем памяти флеш-карты, Гб, не более
2
6
Рабочее напряжение электропитания от

встроенной аккумуляторной батареи,В
3,7 — 4,2
7
Потребляемый ток при 3,7 В, мА, не более
100
8
Время работы от встроенной аккумуляторной батареи, ч, без подзаряда
не менее 8
9
Степень защиты оболочки по ГОСТ 14254-96
IP54
10
Габаритные размеры, мм, не более
186х65х30
11
Масса, кг, не более
0,5
12
Средний срок службы, лет
12

Примечание — Продолжительность заряда встроенной аккумуляторной батареи не более 2 ч.




23


































Рисунок 5 – Внешний вид СПП-1




На рисунке 6 можно увидеть габаритные размеры данного устройства.





















24








































Рисунок 6 – Габаритные размеры СПП-1



СПП-1 имеет ряд функций, таких как:

     - передача показаний счетчиков электроэнергии по каналам связи GSM или при помощи интерфейса USB;
     -	автоматизированный	процесс	сбора	показаний	по	средствам радиоканала или концентратора;
     - первоначальная обработка полученной информации для дальнейшей передачи;
- способность изменения частоты и уровня радиосигнала;


25

- защита электронных данных посредством электронной подписи;

     - защита от постороннего доступа к базе данных, при помощи установки пароля;
- настройка мощности передатчика сигнала; - поддержание единого времени и даты;
- выбор используемых антенн передающего и принимающего устройства; - хранение полученных данных во внутренней и внешней независимой
памяти;

- ввод первичной информации по счетчику электроэнергии.

     В простейшем варианте работа СПП-1 в комплексе с системой сбора данных состоит из: индивидуальных счетчиков электроэнергии со встроенным модемом радиосигнала настроенным на частоту 433 МГц, радиоконцентратора и диспетчерского пункта. Считывание информации с приборов учета производится путем обхода потребителей контролером с портативным считывателем	показаний.	После	обхода,	данные	передаются	на автоматизированное рабочее место диспетчера по мобильной сети GSM, интерфейсу USB или путем дистанционного регистрирования. Компьютер диспетчерского пункта нуждается в подключении к сети интернет для связи с СПП-1.
     Основные	технические	характеристики	радиоканала	433	МГц	и радиоканала GSM приведены ниже в таблицах 2 и 3.
Таблица 2 - Основные технические характеристики радиоканала 433 МГц

№
Наименование параметра
Значение
1
Вид интерфейса
специализированный
2
Типовая дальность действия, м
100 - 200
3
Диапазон рабочих частот, МГц
433,05 ... 434,79
4
Максимальная выходная мощность радиопередатчика, дБм (Вт)
+20 (0,1)



26

Продолжение таблицы 2

5
Диапазон регулировка выходной мощности

радиопереда.......................