Тема 5. Дистанционные системы учета потребления

Тема 5. Дистанционные системы учета потребления электрической энергии (2
час).
Цели и задачи систем дистанционного контроля и учета потребления
электроэнергии.
Электроэнергия в РФ не имеет значение товара, а относится к одному из видов
поставляемых энергосистемами услуг и поэтому хищение электроэнергии не
считается
воровством
собственности,
а
похититель
электроэнергии
при
обнаружении факта хищения может понести только административное наказание, а
сам факт такого хищения довольно сложно доказуем. Основной целью систем
дистанционного контроля и учета потребления электроэнергии является улучшение
оплаты за электроэнергию.
Основная направленность данных систем – это:
– уменьшение коммерческих и технических потерь электроэнергии;
– уменьшение эксплуатационных расходов;
– расчет баланса полученной и потребленной электроэнергии.
При этом бытовой сектор потребления электроэнергии можно разделить на
два подсектора, это частный
(многоквартирные
дома).
(одноквартирные дома, коттеджи), коммунальный
Исходя,
из
этого
разработка
приборов
учета
электроэнергии велась, учитывая специфику потребления электроэнергии в этих
подсекторах. Для частного сектора жилья характерны следующие основные
особенности: большой уровень коммерческих потерь электроэнергии, до 60% и
большие сложности доступа к счетчику для сверки показаний или для проверки его
технического состояния.
Для коммунального сектора жилья характерны следующие особенности:
занижение показаний счетчиков при оплате за электроэнергию потребителями,
коммерческие потери могут доходить до 20%; энергосбытовые организации не
имеют
возможности
оперативного
контроля
потребленной
и
оплаченной
электроэнергии; сложности доступа к счетчику для сверки показаний или для
проверки его технического состояния.
Такое положение дел за долгое время позволило отработать механизмы
хищения
электроэнергии
в
очень
больших
количествах.
Так
по
оценке
энергосбытовых организаций в частном секторе хищение электроэнергии в среднем
по России составляет до 60%, а в коммунальном секторе до 25% от всей
потребляемой бытовыми потребителями электроэнергии. Поэтому без новых
технических средств учета потребления электроэнергии одними организационными
мерами с этой проблемой не справиться.
Преимущества и отличительные особенности этих систем.
Система дистанционного учета электроэнергии подразумевает сбор данных от
счетчиков электроэнергии, сбор параметрических данных от датчиков (токовая
нагрузка, напряжение, активная, реактивная мощность, cosj), устанавливаемых в
каждой ячейке. Такая система позволяет вывести предприятие на более высокий
уровень. Полная картина по потреблению электроэнергии на производстве дает
возможность прогнозировать, распределять и регулировать нагрузку, как на
отдельных агрегатах, так и на всем предприятии. Постоянный дистанционный
контроль за нагрузками позволяет более рационально использовать энергетические
ресурсы,
исключать
электрооборудования.
крупные
Практика
аварии
и
показывает,
поломки
что
дорогостоящего
использование
систем
дистанционного контроля за энергоресурсами позволяет экономить значительные
денежные средства, а срок окупаемости такой системы составляет от одного года до
трех лет.
Использование электрических сетей для передачи данных.
PLC ( Power line communication) — термин, описывающий несколько разных
систем для использования линий электропередачи (ЛЭП) для передачи данных.
Сеть
может
передавать
данные,
накладывая
аналоговый
сигнал
поверх
стандартного переменного тока частотой 50 Гц или 60 Гц. PLC включает BPL
(Broadband
over
Power
Lines —
широкополосная
передача
через
линии
электропередачи), обеспечивающий передачу данных со скоростью более 1
Мбит/с, и NPL (Narrowband over Power Lines — узкополосная передача через
линии электропередачи) со значительно меньшими скоростями передачи данных.
Технология PLC базируется на использовании силовых электросетей для
высокоскоростного информационного обмена. Эксперименты по передаче данных
по электросети велись достаточно давно, но низкая скорость передачи и слабая
помехозащищенность были наиболее узким местом данной технологии. Но
появление более мощных DSP-процессоров (цифровые сигнальные процессоры)
дали возможность использовать более сложные способы модуляции сигнала, такие
как OFDM-модуляция, что позволило значительно продвинуться вперед в
реализации технологии PLC.
В 2000 году несколько крупных лидеров на рынке телекоммуникаций
объединились в HomePlug Powerline Alliance с целью совместного проведения
научных исследований и практических испытаний, а также принятия единого
стандарта на передачу данных по системам электропитания. Прототипом
PowerLine является технология PowerPacket фирмы Intellon, положенная в основу
для создания единого стандарта HomePlug1.0 (принят альянсом HomePlug 26 июня
2001 года), в котором определена скорость передачи данных до 14 Мб/сек.
Основой
технологии
PowerLine
является
использование
частотного
разделения сигнала, при котором высокоскоростной поток данных разбирается на
несколько относительно низкоскоростных потоков, каждый из которых передается
на отдельной поднесущей частоте с последующим их объединением в один сигнал.
Реально в технологии PowerLine используются 84 поднесущие частоты в диапазоне
4—21 Мгц.
При передаче сигналов по бытовой электросети могут возникать большие
затухания в передающей функции на определенных частотах, что может привести к
потере данных. В технологии PowerLine предусмотрен специальный метод решения
этой проблемы — динамическое включение и выключение передачи сигнала
(dynamically turning off and on data-carrying signals). Суть данного метода
заключается в том, что устройство осуществляет постоянный мониторинг канала
передачи с целью выявления участка спектра с превышением определенного
порогового
значения
затухания.
В
случае
обнаружения
данного
факта,
использование этих частот на время прекращается до восстановления нормального
значения затухания.
Существует также проблема возникновения импульсных помех (до 1
микросекунды), источниками которых могут быть галогенные лампы, а также
включение и выключение мощных бытовых электроприборов, оборудованных
электрическими двигателями.
Архитектура систем дистанционного контроля и учета.
Система дистанционного мониторинга счетчиков электрической энергии
разработана для автоматизации учета электроэнергии и контроля оборудования.
Система осуществляет дистанционный сбор показаний и контроль состояния
счетчиков электрической энергии. Любые устройства, имеющие интерфейс RS-485 и
работающие по протоколам, поддерживающим индивидуальную и групповую
адресацию, могут быть объединены в беспроводную сеть передачи данных без
изменения их программного обеспечения. Таким образом, беспроводная сеть
передачи данных работает как аналог проводного соединения RS-485, где одно
ведущее устройство выдает устройствам пользователя индивидуальные и групповые
команды, а также следит за их выполнением.
Архитектура
системы
состоит
из
локальной
сети
нижнего
уровня
нелицензируемого диапазона 433 МГц и глобальной GSM/GPRS сети. Локальная
сеть передачи данных нижнего уровня построена на радиоадаптерах. Радиоадаптеры 433 МГц являются оконечными устройствами, которые подключаются к
приборам учета по интерфейсу RS-485, осуществляют управление приборами учета
и сбор данных для последующей передачи в центр управления. Выход в глобальные
сети обеспечивает GSM-KOM-муникатор, который является связующим звеном
между диспетчерским сервером и приборами учета электроэнергии, Двухсетевой
GSM-комму-никатор обеспечивает выход в GSM/GPRS сеть и осуществляет обмен
данными с радиоадаптерами через локальный радиоканал 433 МГц.
Система передачи данных рис. 5.1 состоит из:

программного обеспечения верхнего уровня (АСКУЭ), устанавливаемого на
персональном
компьютере
(диспетчерском
сервере),
имеющем
выделенное
подключение к Интернету и статический IP-адрес:

GSM-модема, подключенного к диспетчерскому серверу;

GSM-коммуникатора, в состав которого входит GSM/GPRS-модуль для
соединения с диспетчерским сервером и радиоконтроллер 433 МГц для связи с
радиоадаптерами;

набора радио-адаптеров, которые являются узлами беспроводной сети
передачи данных;

приборов учета электроэнергии, подключенных к радиоадаптерам по
интерфейсу RS-485.
Рисунок 5.1 Система передачи данных
Система передачи данных обеспечивает передачу управляющих команд от
диспетчерского сервера на приборы учета электроэнергии и обратную передачу
данных от этих приборов.
Диспетчерский сервер с помощью прямого звонка на телефонный номер GSMкоммуникатора
(используется
GSM-модем)
дает
последнему
команду
на
установление соединения. В зависимости от типа звонка (в режиме голоса или в
режиме данных) GSM-коммуникатор устанавливает соединение с сервером по
каналу GPRS/Интернет или по резервному GSM/CSD-каналу.
В процессе настройки сети можно подключить GSM-коммуникатор к
компьютеру через интерфейс RS-485. при этом не нужно платить за трафик данных.
После установления связи сервер (компьютер) выдает команды, каждая из которых
содержит пакет с данными в формате, используемом приборами учета при обмене
данными по интерфейсу RS-485. Если пакет адресован конкретному прибору учета,
то он должен содержать не повторяющийся в локальной сети адрес. На этапе
инсталляции (подключения прибора учета к сети) каждому адресу ставится в
соответствие маршрут, по которому должен пройти пакет, чтобы попасть в прибор
учета. Маршрут содержит адрес радиоадаптера, к которому подключен прибор
учета, и список адресов ретрансляторов, через которые проходит пакет. Маршрут
определяет последовательность прохождения пакета через ретрансляторы. При
необходимости он может быть прочитан и изменен в любое время с помощью
сервисных
команд,
подаваемых
с
компьютера.
Радиоконтроллер
GSM-
коммуникатора посылает пакет по маршруту, соответствующему этому адресу, и
ждет ответа в течение определенного времени. Радио-адаптер, которому адресован
пакет, посылает его на прибор учета через интерфейс RS-485. При получении ответа
от прибора учета, радио-адаптер посылает принятый пакет обратно по тому же
маршруту. Радиоконтроллер GSM-коммуникатора при приеме ответного пакета или
по истечении времени ожидания возвращает соответствующий пакет серверу
(компьютеру) через GSM/GPRS сеть.
Если пакет адресован группе или всем приборам учета, то он передается всем
радиоадаптерам.
Если
радио-адаптер,
принявший
пакет,
не
является
ретранслятором, то он передает пакет прибору учета по интерфейсу RS-485 и ждет
следующего пакета. Если он является ретранслятором, то сначала пакет передается в
локальную сеть, а потом — в прибор учета. Подтверждение о приеме группового
пакета
конкретным
прибором
учета
осуществляется
позднее
с
помощью
индивидуальных команд.
GSM-коммуникатор
является
основным
связующим
звеном
между
диспетчерским сервером и приборами учета электроэнергии. Он соединяет между
собой каналы связи — GSM/GPRS. 433 МГц и RS-485. Для организации GSM/GPRS
канала связи в GSM-коммуникаторе используется модуль GR47 производства
компании Sony Ericsson Mobile Communications. Модуль GR47 принадлежит к
новому поколению продукции компании. Он предназначен для использования в
индустриальных machine-to-machine приложениях, где необходимо передавать или
принимать данные через SMS. CSD, HSCSD или GPRS. Для организации канала 433
МГц используется радиоконтроллер СС1100 компании Chipcon. Радиоконтроллер
СС1100 — это высоко интегрированный, многоканальный приемопередатчик,
разработанный для беспроводных приложений с малой выходной мощностью.
Радиоконтроллер предназначен для работы в диапазонах частот 315/433/868/915
МГц.
GSM-коммуникатор
обычно
устанавливается
на
трансформаторной
подстанции и подключается к счетчикам общего учета по интерфейсу RS-485, а к
абонентским счетчикам — по радиоканалу 433 МГц.
Функциональная схема GSM-коммуникатора представлена на рис. 5.2.
Рисунок 5.2 Функциональная схема GSM-коммуникатора
GSM-коммуникатор состоит из:
– радиоконтроллера 433 МГц, осуществляющего прием-передачу данных через
локальный радиоканал 433 МГц;
– интерфейса RS-485 для обеспечения проводного соединения с приборами
учета или для прямого подключения к компьютеру;
–AC/DC-конвертора для питания устройства от сети переменного тока;
– аккумулятора и зарядного устройства для аккумулятора;
– антенны для радиоконтроллера 433 МГц и антенны сети GSM/GPRS.
Технология PLC-I предназначена для создания сетей дистанционного сбора данных
и управления счётчиками электроэнергии типов «Меркурий-200, 201, 202»,
«Меркурий-230». В качестве физической среды передачи сигналов технология
использует распределительные сети переменного тока 0.4 кВ, 50 Гц.
Размеры сетей PLC-I ограничены зоной действия одного распределительного
трансформатора 0.4 кВ, 50 Гц. Одна сеть сбора данных и управления может
включать в себя до нескольких сотен абонентских электросчётчиков.
Количество основных компонентов системы сведено к минимуму. Счетчики
электрической энергии: однофазные Меркурий 200, Меркурий 201, трёхфазные
Меркурий 230 с встроенным модемом передачи данных по силовой сети (PLCмодем). Счетчики обеспечивают накопление и хранение энергопотребления
нарастающим итогом. Работу в многотарифном режиме. Учет реактивной энергии.
Дистанционное вкл/откл или ограничение потребления. Измерение и индикацию
мгновенных значений мощности, напряжения тока, cos F.
Концентраторы
"Меркурий 225.1" (одноканальный цифровой приёмник данных по силовой сети и
накопитель
данных
об
энергопотреблении)
.
Концентратор
осуществляет
синхронизацию передачи и приём данных от счетчиков электроэнергии по одной
фазе и передачу данных через выбранный канал связи на центральный
диспетчерский пункт. Возможен съём накопленной информации на переносной
компьютер инспектора непосредственно на месте установки концентратора
Меркурий-225 через последовательный порты RS485 или USB. В трёхфазной сети
используется блок из трёх концентраторов "Меркурий 225" связанных по
интерфейсу RS-485.
Концентратор обеспечивает:
– прием, обработку и хранение данных об энергопотреблении от 1024 счетчиков;
– передачу индивидуальных и групповых команд счётчикам;
– синхронизацию внутренних часов многотарифных счетчиков;
– ретрансляцию данных для увеличения зоны охвата;
– формирование данных об аварийно-техническом состоянии системы;
– подключение GSM и радиомодемов, адаптеров сети ethernet.
В качестве среды передачи данных для информационного обмена между
концентраторами и счётчиками электроэнергии используются электросети с фазным
напряжением 230 В 50 Гц. Для обеспечения высокой помехоустойчивости
используются
Modulation),
алгоритмы
которая
OFDM-модуляции
формирует
(Orthogonal
результирующий
сигнал
Frequency
путем
Division
сложения
нескольких широкополосных сигналов в диапазоне от 20 до 95 кГц.
Сегмент сети обслуживаемый одним концентратором может включать до 1024
точек учёта на каждую фазу. Такой ёмкости достаточно чтобы одним
концентратором были охвачены все абоненты подключённые к данной фазе. Т.е. в
пределах одной ТП достаточно иметь не более трёх однофазных концентраторов
при условии, что все счётчики оказываются в зоне видимости, т.е. имеют
устойчивую связь со своим концентратором. Если это не так на границах уверенного
приёма потребуется установить ретрансляторы, в качестве которых применяются
такие же концентраторы. На большинстве из известных нам объектов связь
обеспечивается на расстоянии от 400 до 800 метров, на новых сетях выполненных
самонесущим проводом до 1000 метров. Применение ретрансляторов увеличивает
расстояние уверенного приёма в 1,5-1,8 раза. Наибольшее влияние на дальность
связи оказывают плохие контакты в местах сращивания проводов воздушных линий,
ответвлений, спусков к узлам учёта т.е. высокие переходные сопротивления на
которых существенно теряется мощность PLC сигнала. Идентификация каждого
узла учёта осуществляется по уникальному сетевому адресу модема счётчика.
Поскольку
основное
назначение
данного
оборудования
-
построение
недорогой АИИС бытовых потребителей (АСКУЭ БП) посредством оборудования
PLC-I возможно получении только данных о текущем значении учтённой каждым
электросчётчиком
активной
электроэнергии
по
каждому
из
тарифу.
При
необходимости получения более широкого набора данных необходимо развёртывать
сети PLC-II.
Система
сбора
данных
работает
следующим
образом.
Концентратор
периодически (раз в несколько секунд) излучает синхросигнал длительностью в 2.5
сек, принимаемый всеми подчинёнными узлами системы, которые интерпретируют
факт приёма синхросигнала как команду на передачу одного бита своих данных в
виде широкополосной шумоподобной "вспышки". При этом узел №1 передаёт свой
бит сразу после окончания сигнала синхронизации, узел №2 – с задержкой на 10 мс,
узел
№3
–
с
задержкой
на
20
мс
и
т.д.
Передача данных производится всеми узлами в области пересечения нулевого
уровня основным напряжением сети, т.к. эта область сетевого полупериода
наиболее свободна от помех со стороны потребителей электроэнергии. Полный
пакет данных содержит 64 бита и время его передачи зависит от параметра «размер
сети». Для 16 счётчиков время составит 3 минуты, для 1000 счётчиков 20 минут. Т.е.
период обновления данных в памяти концентратора округлённо составляет от 5 до
30 минут в зависимости от количества установленных узлов учёта.
Модемы счётчиков будут осуществлять передачу только в том случае, если в
данной точке сети присутствует синхросигнал от концентратора. В счётчиках есть
возможность контролировать посредством индикации на ЖКИ специальных
мнемограмм его наличие и уровень в точке установки узла учёта, что значительно
облегчает пусконаладочные работы.
Концентраторы побитно принимают данные от счётчиков, расшифровывают и
сохраняют в собственной энергонезависимой памяти, откуда их в любой момент
можно считать через один из их последовательных интерфейсов (RS-485, USB).
Помимо текущих показаний в энергонезависимой памяти концентраторов для
каждого счётчика сохраняются данные об учтённой электроэнергии на конечные
даты 6-ти предыдущих месяцев. Запрос на передачу накопленных концентраторами
данных инициируется оператором учёта или осуществляется в автоматическом
режиме при помощи соответствующего ПО.
Если от какого-либо из счётчиков нет данных, значит или узел учёта
неисправен или потребитель произвёл какие-либо манипуляции с подключением
счётчика. Используя систему такой факт вмешательства легко установить. Система
открытая.
Протоколы
передачи
данных
предоставляются,
так
что
наше
оборудование можно использовать как низовое в системах учёта энергоресурсов
более широкого профиля.
Систему «Меркурий-ЭНЕРГОУЧЁТ» отличает от существующих аналогов:
Достаточно надёжная передача данных по силовой сети за счет применения

модемов собственной конструкции, которые отличает от существующих очень
низкое рабочее соотношение сигнал/шум в точке приёма (вплоть до минус 20 dB), а
по затуханию – около 60 dB. Такие характеристики позволяют вести надёжный
приём данных даже при превышении шумов над сигналом более чем в 10 раз (по
амплитуде) и на расстояния до 1000 метров* в любое время суток .
Невысокая

стоимость
оборудования
при
высоких
технических
характеристиках.
Низкие затраты на внедрение, которые сводятся к монтажу счетчиков с

заранее установленным сетевым адресом и концентратора.
Полностью

отсутствует
необходимость
в
дополнительных
проводах
цифрового интерфейса связи, что даёт абсолютную защиту системы от вандализма.
Наращивание количества абонентов сводится к установке очередного счетчика без
перенастройки УСПД и программного обеспечения.
Максимальное количество счетчиков опрашиваемых одним концентратором -

1024.

Период обновления данных в памяти концентратора от 4 до 30 минут (от
наиболее удалённых счётчиков возможны задержки до нескольких часов, поэтому
период опроса программой верхнего уровня рекомендуется не чаще 1 раза в сутки).
Система универсальна. Имеет единую топологию с возможностью применения
в частном, коммунальном, мелкомоторном и промышленном секторах.
Эффективность использования
систем дистанционного контроля и учета
потребления электроэнергии. За долгое время отработаны механизмы хищения
электроэнергии в очень больших количествах. Так по оценке энергосбытовых
организаций в частном секторе хищение электроэнергии в
среднем по России
составляет до 60%, а в коммунальном секторе до 25% от всей потребляемой
бытовыми потребителями электроэнергии. Поэтому без новых технических средств
учета потребления электроэнергии одними организационными мерами с этой
проблемой не справиться.
Преимущества организации учета при помощи автоматизированных систем
общеизвестны и такие систем долгие годы применяются как за рубежом, так и в
России на средних и крупных промышленных предприятиях. Кроме функций учета
они обычно также осуществляют контроль и управление электропотреблением на
этих предприятиях. Основной экономический эффект для потребителя от
применения этих систем состоит в уменьшении платежей за используемую энергию
и мощность, а для энергокомпаний в снижении пиков потребления и уменьшении
капиталовложений на наращивание пиковых генерирующих мощностей.
Относительно
низкое
потребление
среднего
бытового
абонента
и
многочисленность этих абонентов делают экономически нецелесообразным простой
перенос автоматизированных систем учета, используемых на промышленных
предприятиях, даже в многоквартирные городские дома, не говоря уж о сельской
местности. Они просто не окупают себя. Почти все мировые счетчикостроительные
компании мира много лет работали над созданием простых, надежных и «дешевых»
систем для бытовых потребителей, но большинство этих разработок так и не вышли
за порог исследовательских центров.