Установка и внедрение АСКУЭ (АИИС КУЭ)

Установка и внедрение АСКУЭ (АИИС КУЭ)

С 2012 года все больше и больше потребителей переходят от организации традиционного учета электрической энергии (с использованием ежемесячного визуального снятия показаний приборов учета) к установке и внедрению системы АСКУЭ или АИИС КУЭ.

При этом переходят к использованию системы АСКУЭ промышленные предприятия и юридические лица, и даже садоводческие товарищества, ТСЖ и многоквартрирные дома.

Насколько установка АСКУЭ будет полезна потребителю и что система позволит сделать. Предлагаем разобраться здесь в этих вопросах.

Что такое система АСКУЭ (АИИСКУЭ)

Для начала разберемся в расшифровке термина система АСКУЭ или АИИС КУЭ.

АСКУЭ это Автоматизированная Система Коммерческого учета электроэнергии.
АИИС КУЭ – это Автоматизированная информационно — измерительная Система Коммерческого учета электроэнергии.

С правовой точки зрения отличия системы АСКУЭ от АИИС КЭУ следующие: порядок установки, внедрения и обслуживания системы АИИС КУЭ регламентируется регламентами оптового рынка электроэнергии и мощности (Приложением 11.1 к Положению о получении статуса субъекта оптового рынка). Требования к АСКУЭ определяются правилами розничного рынка электрической энергии.

Хотелось бы констатировать, что понятие АСКУЭ появилось гораздо раньше АИИС КУЭ, и сейчас используется исключительно для средних и мелких объектов юридических лиц и бытовых потребителей. Законодательством регламентируется только класс точности приборов учета и средств измерений.
Ключевым условием для выхода на оптовый рынок электроэнергии является наличие АИИС, требований к которому много.

Что входит в систему АСКУЭ:

Как правило, автоматизированная система учета электроэнергии (АСКУЭ) состоит из трех уровней:

1. Первый уровень – счетчики электроэнергии.
2. Второй уровень включает в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД). УСПД может передавать данные о потребление электроэнергии двумя способами:

• с использованием сети мобильного оператора. То есть в данном случае УСПД выполняет функцию GSM – модема.
• с использованием иных каналов связи (оптико – волоконных сетей и т.д.).

3. Третий уровень включает в себя сервер и программное обеспечение для обработки данных, получаемых с приборов учета электроэнергии.

Цель создания системы АСКУЭ и АИИС КУЭ

Внедрение системы АСКЭУ позволит любому потребителю:

• Измерять объемы потребленной электроэнергии без «ручного» съема показаний. Проще говоря, после внедрения АСКЭУ не нужно будет каждый месяц 30 числа приходить и записывать показания счетчика. Система сделает это автоматически.
• Контролировать почасовый, посуточный, понедельный расход электрической энергии;
• Осуществлять автоматический сбор, обработку и хранение данных об объемах потребленной электроэнергии;
• Рассчитывать балансы электроэнергии и контролировать «утечки» электроэнергии;
• Анализировать потребление электроэнергии;
• Получать мгновенную информацию обо всех неисправностях учета.

Все вышеописанное здесь позволяет потребителю значительно снизить свои затраты на электрическую энергию.

Как и за счет чего это происходит? Давайте разбираться.

Каким образом внедрение АСКУЭ или АИИС КУЭ поможет снизить стоимость электроэнергии?

Как неоднократно уже упоминалось в статьях на сайте, расчет стоимости электроэнергии различен для предприятий и бизнеса и для населения.

Однако, как для одних, так и других установка АСКУЭ будет способствовать снижению цен.

Предприятия и бизнес могут выбирать для расчетов разные ценовые категории на электроэнергию. Выбор оптимальной ценовой категории может позволить снизить стоимость электроэнергии до 30%.

Но для расчетов по 3,4,5 или 6 ценовой категории необходимо ежемесячно снимать почасовые показания приборов учета электроэнергии. Для этого нужен соответствующий учет.

Конечно, для этого АСКУЭ можно и не строить. Но, наверное, все согласятся с тем, что снимать показания приборов учета ежемесячно с ноутбуком, передавая на него данные по инфракрасному порту или оптопорту – как минимум не совсем удобно.

Именно поэтому, построив автоматизированную систему АСКУЭ представитель бизнеса получит возможность управлять стоимостью электропотребления и выбирать оптимальный вариант расчетов.

Если говорить о крупных потребителях, планирующих выход на ОРЭМ, то здесь уже без строительства АИИС КУЭ точно не обойтись. Поэтому если предприятие заинтересовано перейти на прямые расчеты с поставщиками электроэнергии и сэкономить на услугах «посредников», то система АИИС – обязательное условие.

Теперь переходим ко второй категории потребителей — населению.

Вроде бы здесь ответ не совсем очевиден. Зачем «бабушке» АСКУЭ? Но лично бабушке может АСКУЭ и не нужно, она и так ежемесячно и исправно снимает и передает показания своего электросчетчика в адрес управляющей компании или ресурсоснабжающей организации.

Но вот если дело касается многоквартирного дома, то установка АСКУЭ может решить множество вопросов для жителей:

1. Снижается объем общедомовых нужд (электроэнергия на одн). Здесь стоит отметить, что с 1 января 2017 года произошли серьезные изменения для жителей многоквартирных домов: теперь жители платят только в пределах норматива потребления электроэнергии на одн. Все что превышает утвержденный норматив, оплачивает управляющая компания. То в снижении ОДН очень заинтересован исполнитель коммунальных услуг.
2. Жителям больше не нужно снимать и передавать показания приборов учета.
3. Сводится к минимуму возможности безучетного потребления энергии недобросовестными жителями.

Для установки АСКУЭ в уже построенных многоквартирных домах – есть одна сложность – необходимость организации каналов связи или внутридомовой разводки кабеля для подключения счётчиков к общей шине обмена данными с УСПД.

Поэтому застройщику лучше сразу запланировать и заранее составить проект системы АСКУЭ многоквартирного дома. Это окупится в дальнейшем. Хотя и для уже построенного дома строительство АСКУЭ вполне реализуемая задача.

С 2020 года в законодательстве введено требование: с 1 января 2022 года все вновь устанавливаемые приборы учета должны иметь возможность включения в интеллектуальную систему учета электроэнергии.

Тем самым, фактически узаконена обязанность энергокомпаний строить системы АСКУЭ для расчета объема потребленной электроэнергии у потребителей и передавать им данные с АСКУЭ на безвозмездной основе.

Этапы создания системы АСКУЭ.

Система строится в несколько этапов:

1. Проводится ППО (предпроектное обследование).
2. Заинтересованные подрядчики на основании ППО разрабатывают технико-коммерческое предложение.
3. Потребитель производит сравнение предложений и делает выбор в пользу подрядчика.
4. Разрабатываются технические условия на АСКУЭ и техническое задание.
5. В соответствии с ТЗ осуществляется проектирование (составляется проект системы АСКУЭ).
6. Поставляется оборудования.
7. Производится монтаж системы АСКУЭ.
8. Сдача системы опытно-промышленную эксплуатацию, поверка.
9. Сдача в промышленную эксплуатацию.

Если предприятие планирует рассчитываться за электрическую энергию с использованием системы на ОРЭМ, то тогда все вышеуказанные действия должны производиться в соответствии с требованиям вышеупомянутых регламентов оптового рынка.

Немного о недостатках системы АСКУЭ (АИИС КУЭ).

Безусловно, наивно было бы утверждать, что АСКУЭ — "манна небесная" для потребителя и только один факт ее существования несет благо. Это не совсем так.

Как и в любой технически сложной системе, которая состоит из большого количества элементов, АСКУЭ (и тем более АИИС КУЭ — как еще более сложная система), значительно вырастает вероятность выхода ее элементов из строя. Это определяет необходимость регулярного обслуживания системы. "Поставил и забыл" — это не про АСКУЭ. А обслуживание требует затрат. Поэтому многие заказчики требует гарантий на построенную систему от подрядчика, чтобы хотя бы на несколько лет не тратить на обслуживание.

Кроме этого фактора есть еще один не очень приятный фактор — это довольно высокая стоимость АСКУЭ.

Стоимость строительства АСКУЭ для многоквартирного дома — от 400 тыс. руб.

Стоимость АИИС КУЭ для предприятия для выхода его на оптовый рынок электроэнергии — от 700 тыс.руб.

Именно поэтому, перед принятием решения о строительстве АСКЭУ необходимо правильно оценить будущие затраты и эффект от установки системы и тогда вложения быстро окупятся и система начнет приносить выгоду — будет снижать затраты на электричество.

Если у Вас оставлись вопросы по строительству АСКЭУ (АИИС КУЭ) или Вы хотите рассчитать экономическую эффективность от его внедрения и установки, Вы можете обратиться к нам для бесплатной консультации по форме задать вопрос или связавшись с расположенной ниже форме для связи.

Многоканальные системы учета параметров электроэнергии

Интеллектуальные системы учета электроэнергии – специализированные решения, позволяющие организовать эффективный контроль энергоресурсов. Профессиональное оборудование обладает широкими функциональными возможностями.

Автоматизированные системы учета электроэнергии (АСКУЭ), установленные на предприятиях промышленного и коммунального типа, обеспечивают организацию строгого учёта, что существенно затрудняет либо вовсе исключает неправомерное использование энергоресурсов. Современная система учета электроэнергии предоставляет широкие возможности для удаленного контроля.

• Описание
• Техническая документация

Энергом 12 Многоканальный измеритель параметров электроэнергии и электрический счетчик это самое выгодное решение для учета электроэнергии на таких объектах как: офисные и жилые здания, торговые центры, центры обработки данных или Дата-центры. Измеритель Энергом 12 помогает уменьшить затраты на электроэнергию, отслеживая потребление электроэнергии и предотвращая простои.

1567.6 КB

Цены на это наименование доступны по запросу.

• Описание
• Техническая документация

Многоканальная система учета параметров электроэнергии SPM20 предназначена для получения данных в режиме реального времени об основных параметрах электроэнергии: напряжение, ток, активная мощность, реактивная мощность, полная мощность, коэффициент мощности, частота, активная и реактивная энергия в 30 однофазных или 10 трехфазных цепях переменного тока или их комбинациях.

1040.2 КB 9102.1 КB 2593.1 КB

Цены на это наименование доступны по запросу.

• Описание
• Техническая документация

Многоканальный измеритель параметров электроэнергии PMAC202 измеряет основные параметры электроэнергии по 42 распределительным однофазным или 14 трехфазным цепям.

Многоканальный измеритель параметров электроэнергии PMAC202 предназначен для управления нагрузками с большим количеством потребителей (в Центрах обработки данных и телекоммуникации).

449.5 КB 2205.6 КB 2971.4 КB 472.7 КB 9102.1 КB 2593.1 КB

Цены на это наименование доступны по запросу.

• Описание
• Техническая документация

SPM20-D многоканальная система измерения параметров электроэнергии и электрический счетчик постоянного тока это самое выгодное решение для телекоммуникационных систем и систем управления нагрузкой постоянного тока.

1079.3 КB

Цены на это наименование доступны по запросу.

• Описание
• Техническая документация

EM-DR Многоканальный измеритель параметров электроэнергии предназначен для создания выгодной системы учета и управления электроэнергии на таких объектах как: офисные здания, торговые центры, центры обработки данных.

816.7 КB

Цены на это наименование доступны по запросу.

• Описание
• Техническая документация

EM-DD Многоканальная система измерения параметров постоянного тока и электрический счетчик постоянного тока это выгодное решение для нужд управления энергопотреблением, сигнализации и дистанционным управлением объекта.

477.7 КB

Цены на это наименование доступны по запросу.

• Описание

Контролировать электричество в распределительных шкафах стал намного проще благодаря системе измерения токов CMS. Это компактная и полностью интегрированная в щиток аппаратура, позволяющая вести контроль токов отдельных нагрузок.

Цены на это наименование доступны по запросу.

Особенности оборудования

Системы контроля и учета электроэнергии автоматического типа позволяют собирать данные о фактическом расходе энергоресурсов в подконтрольной сети. С их помощью обеспечивается оперативная и точная передача данных, благодаря которой исключаются случаи хищения электроэнергии, а оператор получает своевременное оповещение о внештатных ситуациях.

Автоматизированная система учета электроэнергии может устанавливаться на всех объектах, независимо от количества потребителей энергоресурсов, жилых домах, дачных товариществах и отдельных микрорайонах.

Установленная система технического учета электроэнергии обеспечивает значительную экономию за счет снижения потребления энергоресурсов и их необоснованного расходования. При необходимости возможна установка лимита на расход электричества в установленные временные интервалы. Схема выгодна и потребителям ресурсов, которые в результате оплачивают лишь фактический расход без оплаты потерь в электросетях.

Функционал систем АСКУЭ

Автоматизированные системы контроля и учета электроэнергии способны выполнять следующие функции:

• сбор данных касательно расхода электричества по каждому прибору учета (счетчику) в автоматическом режиме на заданных интервалах;
• хранение полученных данных в общей базе;
• учет потребления энергоресурсов по многотарифной системе;
• контроль потребления энергии в рамках установленных лимитов;
• вывод параметров расчёта заданных оператором на терминал либо печатное устройство;
• составление отчетов, используемых в последующих расчетах.

Интернет-магазин «Энергометрика» предлагает комплексные решения для автоматизации и учета энергоресурсов. Современная система коммерческого учета электроэнергии подбирается в соответствии с потребностями и пожеланиями заказчика, что позволяет получить функциональное и надежное оборудование для решения различных задач.

Обзор протоколов передачи данных приборов учета для Российского рынка

Усиление государственного регулирования в области энергосбережения (ФЗ 261 и другие нормативные акты) и сложность экономической ситуации в России стимулирует собственников к учету и экономии ресурсов. Соответственно увеличивается охват хозяйственой деятельности различных субъектов экономики приборами учета, и у каждого такого субъекта встает задача выбора наиболее подходящих ему приборов учета. Критерии такого выбора могут быть самыми разными. Если у субъекта стоит задача автоматического сбора показаний счетчиков в единый центр учета энергоресурсов, то такие счетчики должны быть оснащены цифровым интерфейсом для передачи данных. В существующих решениях по построению распределенных АСКУЭ основной упор делается на выбор физической среды передачи данных от счетчика на верхний уровень (PLC-технология передачи по силовой линии, радиоканал, проводная связь RS 485, Ethernet и др.). Вместе с тем имеет определенное значение и используемый протокол передачи данных. Несмотря на это, в настоящее время российские производители приборов учета не придерживаются какой-либо общепризнанной системы в выборе протоколов, вследствие чего наблюдается целый «зоопарк» разнообразных протоколов у производителей приборов учета. Это затрудняет их интеграцию в АСКУЭ. Учет используемых протоколов при осознанном выборе приборов может оказаться полезным для хозяйствующего субъекта. В настоящей статье приводится обзор широко используемых и перспективных протоколов передачи данных приборов учета, используемых в России и Европе. В обзоре рассматриваются протоколы, отвечающие российским/европейским стандартам, и не рассматриваются частные фирменные разработки, из-за их ограниченной сферы применения.

Протокол Modbus

Начнем с вездесущего протокола Modbus [1]. Он используется в самых разных областях автоматизации, в том числе и в приборах учета электричества, газа, воды и тепла. Широко распространен как за рубежом, так и в России. Этот протокол основан на архитектуре ведущий/ведомый, может использоваться для передачи данных через последовательные интерфейсы RS 485/422/232, а также через сети TCP/IP. Типы данных – однобитовые (Coils) и целочисленные (Registers). К достоинствам данного протокола относится открытость, простота, массовое распространение, дешевизна технологии. Тем не менее, для задач учета этот протокол подходит не в полной мере.

На практике это может приводить к несовместимости протоколов счетчиков разных типов даже одного производителя и к необходимости поддержки большого числа протоколов и их модификаций встроенным ПО устройств сбора и передачи данных (УСПД) (при двухуровневой модели опроса — ПО сервера сбора) с ограниченной возможностью повторного использования программного кода.

С учетом избирательного следования протоколу производителями (использование нерегламентированных алгоритмов подсчета контрольной суммы, изменение порядка следования байтов и т. п.) ситуация усугубляется еще больше.

Протокол DLMS/COSEM

Гораздо более сложным, чем протокол Modbus, является протокол DLMS/COSEM (IEC 62056), применяемый для учета электричества, газа, воды, тепла. Он распространен преимущественно за рубежом. Это стек ориентированный протокол, базирующийся на концепциях модели OSI, регламентирующий обмен данными между приборами учета и системами сбора данных, в основе которого лежит клиент-серверная архитектура.

DLMS — спецификация прикладного уровня, разработанная для стандартизации сообщений, передаваемых по распределительным линиям. Ею регламентируются: дистанционное считывание показаний с приборов учета, дистанционное управление, а также дополнительные сервисы для измерения любого вида энергоресурса.

COSEM — спецификация, в которой отражена интерфейсная модель приборов учета, обеспечивающая представление их функциональных возможностей. Интерфейсная модель использует объектно-ориентированный подход.

Достоинства протокола:

Однако у DLMS/COSEM есть и весомые недостатки:

Протокол M BUS

Далее рассмотрим протокол M BUS (ГОСТ Р ЕН 1434-3-2011, EN1434-3, EN13757) [2]. Сферой его применения являются преимущественно учет тепла и воды, также возможен учет электричества и газа. Он широко распространен в Европе, в России он тоже набирает популярность. Архитектура шины ведущий/ведомый. Используется стандартный телефонный кабель, шина полудуплексная, допустимые скорости передачи данных 300…9600 бит/с. Число устройств в сети — до 250 ед. Дальность работы в стандартной конфигурации до 1000 м. Логическая единица передается уровнем 36 В, с возможностью потребления от линии тока до 1,5 мА, логический ноль передается напряжением 24 В на master устройстве. Мастер передает данные меняя напряжение на линии: логической «1» соответствует 36 В, логической «0» 12…24 В. Ведомое устройство передает данные нагружением линии: в пассивном состоянии (логическая «1») ток нагрузки на линию связи должен быть ≤ 1,5 мА и не меняться в отсутствие передачи. Для передачи логического «0» ведомое устройство увеличивает ток потребления до 11…20 мА. Соответственно мастер отслеживает изменение тока нагрузки, определяя логическую «1» как неизменный ток, а увеличение тока потребления — как логический «0». Стандарт тщательно оптимизирован для пониженного потребления и позволяет обходиться без отдельного внешнего источника питания конечного устройства, используя внутреннюю батарею и питание от самой линии, также отсутствует необходимость соблюдения полярности. Специфицирован также вариант M Bus для беспроводных сетей — Wireless M Bus (частота устройств 868,95 МГц).

Протокол хорошо проработан, его несомненными достоинствами являются:

Недостатки протокола:

ГОСТ Р МЭК 60870-5

Хорошо разработанным является набор протоколов по ГОСТ Р МЭК 60870-5 «Устройства и системы телемеханики. Часть 5. Протоколы передачи» (IEC 60870-5) [3]. Он используется, как правило, при интеграции систем телемеханики и учета электроэнергии. Например, при мониторинге состояния сетей 0,4/10 кВ. Он распространен за рубежом и несколько ограниченно в России. Это хорошо проработанный ряд стандартов, охватывающий разные уровни сетевого взаимодействия: начиная от физического уровня и кончая прикладным уровнем. На физическом уровне используется асинхронный интерфейс (UART). Диапазон скорости 300…9600 бод. Поддерживается также работа со стандартными сетями TCP/IP (Ethernet и модемное соединение). Возможно шифрование данных. Раздел 60870-5-102 является обобщающим стандартом по передаче интегральных параметров в энергосистемах. Стандарт 60870-5-104, например, может использоваться при передаче данных по Ethernet, а стандарт 60870-5-101 — при передаче данных через GSM/GPRS модем.

В качестве замечаний можно высказать следующее:

Стандарт PLC (IEC 61344)

Сферой применения стандарта PLC (IEC 61344) [4, 5] преимущественно является сбор данных с электросчетчиков. Также иногда допускается подключение расходомеров, теплосчетчиков, газовых корректоров. Распространен стандарт, как за рубежом, так и в России. Среда передачи данных — электросети среднего (4…30 кВ) и низкого напряжения (0,2…0,4 кВ). Для передачи данных используются различные виды модуляции электрического сигнала (S FSK, SS-FFH, OFDM, DCSK). Существуют сети PLC-I и PLC-II. Сети PLC-I могут выполнять статистические функции, то есть сбор и обработку информации за определенные временные отрезки, на основании которой производятся анализ и расчеты за потребленные виды энергии. АСКУЭ, построенная на базе оборудования PLC-II, кроме возможности статистического учета, может выполнять оперативно-измерительные функции, то есть в режиме, приближенном к режиму реального времени, отслеживать потребление и качество энергоносителей. Также через PLC-II можно управлять нагрузкой (включать/отключать потребителей). Основное назначение оборудования PLC-I — построение недорогой АСКУЭ бытовых потребителей. При необходимости получения более широкого набора данных необходимо развертывать более дорогие сети PLC-II. На большинстве объектов связь для PLC-I обеспечивается на расстоянии 400…800 м; на новых сетях, выполненных самонесущим проводом, — до 1000 метров. Для увеличения этого расстояния требуются ретрансляторы. Применение ретрансляторов увеличивает расстояние уверенного приема в 1,5…1,8 раза.

К достоинствам этого способа связи относятся:

Заметим, что стоит отличать собственно стандарт PLC (IEC 61344) и PLC-технологию передачи данных по силовой линии. Указанная PLC–технология используется не только стандартом IEC 61344, но стандартами DLMSCOSEM, KNX, LonWorks и некоторыми другими.

Стандарт Euridis

В заключение в качестве достаточно нового зарубежного протокола рассмотрим Euridis (IEC 62056-31). Сферой его применения является учет электричества. Распространен он довольно ограниченно — преимущественно Франция, Северная Африка. В качестве среды передачи используется витая пара, длина линии — до 500 м, число устройств в сети — до 100 ед., скорость передачи — 1200 бит/с. Для связи используется асинхронная, полудуплексная, двунаправленная передача данных. В качестве положительных сторон данного протокола отметим наличие процедуры аутентификации для защиты данных и невысокую стоимость оборудования.

К недостаткам протокола отнесем:

с поддержкой данного протокола;

Краткая оценка протоколов

Протокол Euridis, распространен только в отдельных регионах. Его применение ограничивается электроэнергетикой.

Протокол Modbus имеет большую популярность, но ему присущ ряд существенных недостатков, ограничивающих его применение в системах учета энергоресурсов. На сегодняшний день ModBus не способен решить проблему протокольной разобщенности измерительного и контрольного оборудования для энергосистем.

ГОСТ Р МЭК 60870-5 предоставляет достаточно гибкий набор протоколов, что кроме преимуществ вносит и дополнительные сложности: разные производители приборов учета/УСПД могут поддерживать разные протоколы, что затрудняет их интеграцию в единую си¬стему. Хотя применение этого стандарта в настоящее время ограниченно преимущественно электроэнергетикой, в этой сфере у него сильные позиции.

Протокол M BUS является весьма перспективным, для него разработаны законченные АСКУЭ, создана Open Metering System — европейская инициатива, преследующая цель унифицировать сбор данных с приборов учета ресурсов на основе шины M BUS. Успехом завершились усилия по интеграции шины KNX и M BUS, что позволяет строить за¬конченные решения по автоматизации зданий. Заметим все же, что в протоколе M BUS соответствие передаваемых данных типам измерений и измерительным каналам не регламентировано, что требует индивидуальной настройки считывающего устройства верхнего уровня (наподобие УСПД) под конкретный прибор учета.

Протокол DLMS/COSEM позволяет теоретически добиться построения систем сбора данных, независимых от конкретного производителя и модификации прибора учета. То есть такие системы являются наиболее гибкими и открытыми. Среди зарубежных производителей он является одним из самых распространенных. Недостатком протокола является его существенная сложность.

Применение стандарта PLC является хорошим и недорогим способом для построения систем учета электроэнергии.

Заключение

Таким образом, ни один из существующих протоколов не является единственным кандидатом на роль универсального протокола для всех приборов учета. Что же делать системному интегратору, собирающемуся строить АСКУЭ с централизованным сбором данных?

При достаточной квалификации инженеров и ограниченных средствах можно посоветовать взять приборы учета с протоколом Modbus — вариант «дешево и сердито». При этом будет гарантировано как наличие достаточной номенклатуры счетчиков, поддерживающих данный протокол, так и умеренную стоимость получаемого решения. Правда, при этом потребуется достаточно трудоемкая задача считывания данных из нужных регистров, если не воспользоваться какой-либо готовой фирменной утилитой от производителя счетчиков.

При внешней привлекательности DLMS/COSEM становиться российским первопроходцем решения на его основе будет весьма накладно. Российских счетчиков с таким протоколом нет, использовать европейские при текущем курсе евро — недешево. Потребуется использовать и западный нерусифицированное программное обеспечение на верхнем уровне, что влечет непростую наладку и последующее дорогостоящее обслуживание.

Использование приборов учета с M BUS полностью оправдано для жилищного строительства премиум-сегмента (офисные «интеллектуальные» здания, дорогостоящие коттеджи). При этом система учета на M BUS может быть гармонично интегрирована в существующую систему автоматизации на основе европейской шины KNX, что обеспечит полную и прозрачную автоматизацию сверху донизу. Можно M BUS использовать и для обычного жилья, но здесь тормозящим фактором выступит не слишком большая распространенность этого протокола, и как следствие, привязка в дальнейшем к раз выбранному вендору.

Если стоит задача мониторинга и учета электроэнергии на оптовом и розничном рынках (например, мониторинг трансформаторных подстанций), то следует обратить особое внимание на решения на основе протоколов ГОСТ Р МЭК 60870-5. Эти протоколы хорошо приспособлены для решения этой задачи. Та¬кой протокол может быть использован при передаче данных от электросчетчиков/УСПД на верхний уровень (SCADA-система, АСКУЭ).

При сборе данных о потребленном электричестве с низового уровня (с электросчетчиков) предпочтителен протокол PLC, когда прокладка кабеля с данными (RS 485, Ethernet) невозможна (порча интерьера помещения) или дорогостояща (большие расстояния).

Контроллер счетчиков- УСПД, сбора и передачи данных

Условия современного рынка и растущие тарифы на газ, энергию, воду требуют внедрения автоматизированных систем контроля учета и сбора точных данных. Основной составляющей таких сетей являются УСПД — контроллер счетчиков воды, выполняющие сбор и передачу данных в личный кабинет пользователя или центр обработки показателей. С устройствами допустимо применять датчики протечки, давления, температуры, утечки газа или сигнального состояния. Они позволяют организовать дистанционный контроль и настроить режим передачи показателей с удаленных приборов учета, используемых коммерческими и промышленными объектами. Контроллеры получили широкое применение. Производители выпускают устройства под разные типы бытовых счетчиков воды, газа, электроэнергии и другие контрольно-измерительные приборы. О специфике, видах и принципе работы УСПД стоит поговорить детальнее.

Что такое УСПД: назначение и строение устройств

УСПД, или устройство сбора и передачи данных — микропроцессорный прибор, назначение которого собирать и передавать показатели с одного или группы счетчиков. Контроллер нужен на промежуточном уровне автоматизированных систем контроля. Он устанавливается в корпусе счетчика из прочного материала или отдельно (расстояние до 50 см). Состоит из модема, платы управления и светодиодных индикаторов, имеет 4 релейных и аналоговых порта, от 4 до 16 портов телеметрии. Устройства последних поколений поддерживают различные интерфейсы: CAN, Ethernet, RS 485 и USB. Обеспечивают синхронизацию с серверами точного времени.

Контроллер способен не только собирать, но и накапливать, обрабатывать информацию, передавать ее обратно к измерительному оборудованию. Предлагаемые рынком контроллеры могут выполнять сбор данных, оповещение и передачу показаний со следующих приборов учета:

• Меркурий;
• счетчики торговой марки «Енергомир»;
• Альфа, ЕвроАльфа А1600, А1700 и др.;
• счетчики EPQS;
• измерительные приборы торговых марок ЕПП Дельта, Emerson;
• контрольно-измерительное оборудование с интерфейсами CAN, Ethernet, RS-485 и 232, телеметрией импульсного вида и др.

Контроллер для импульсного счетчика воды используют в автоматизированных системах контроля и учета ресурсов крупных и малых промышленных предприятий, компаний, работающих в сфере энергетики, и различных объектов жилищно-коммунального хозяйства. Налаженная автоматическая передача показаний со счетчиков воды, электроэнергии или газа в управляющую компанию упрощает сбор данных, позволяет свести к нулю число ошибок, которые были неизбежны при ручной подаче, снизить затраты.

Принцип работы и функциональные возможности УСПД

УСПД используют для снятия и передачи показаний с общедомовых, квартирных, магистральных измерительных приборов. Они показали свою эффективность в учете потребленных ресурсов жилых застроек любой площади, дачных-коттеджных поселков, на магистральных узлах. Приборы типа с2000-аср2 (адресный контроллер для счетчика воды, электроэнергии, газа с импульсным выходом) настраивают при помощи специального программного обеспечения. Их легко внедряют в бытовые системы учета, мониторинга и диспетчеризации. Чтобы выполнять подачу данных на сервер в центре обработки информации (управляющей компании), контроллеры соединяются по каналам связи с центральным процессором.

Назначение и функции УСПД:

• выполнение замеров потребленных ресурсов по тарифным сеткам за заданный интервал;
• снятие качественных показаний потребления;
• осуществление упорядочивания данных, хранение в базе;
• запись в энергозависимую память прибора и сохранение показаний со счетчика в базу данных на запрограммированную дату (некоторые модели хранят до 1 000 записей);
• фиксирование превышений лимитов, точный учет расхода (некоторые модели формируют отчет в виде графиков с разным типом детализации);

• защита данных от несанкционированного доступа;
• выполнение корректировки времени (синхронизация со счетчиками и пр.);
• переход на летнее-зимнее;
• осуществление самотестирования в автоматическом режиме;
• передача данных по запрограммированным запросам на e-mail владельца, в mos.ru или управляющую компанию;
• выявление протечек и неполадок (автоматически на основе рассчитанного расхода ресурса).

Контроллеры выполняют проверку (фиксируют, анализируя показания) состояния датчиков и осуществляют мгновенное оповещение владельцев в случае ошибки, проблемы. Поэтому последние все чаще подключают счетчики воды, газа к «Умному дому» или системам коммерческого учета совместно с датчиками открытия дверей, давления, протечки, температуры и т.д. Контроллер при переходе снятых параметров через запрограммированный лимит (диапазон) отсылает сигнал бедствия.

При монтаже автоматических бытовых или коммерческих систем учета стоит помнить, что не все счетчики, представленные на рынке, могут «стать умными». То есть работать совместно с контроллерами.