Технические требования на установку приборов и средств почасового учета электроэнергии и АСКУЭ

Технические требования
на установку приборов и средств дифференциального (почасового) учета электроэнергии и автоматизированной системы коммерческого учета электроэнергии (АСКУЭ)

Наименование предприятия

Автоматизированная система коммерческого учета электроэнергии (далее АСКУЭ) должна представлять собой метрологически аттестованную вычислительную систему, которая собирает, обрабатывает, накапливает и передает данные об объемах и параметрах потоков электрической энергии и величине потребленной мощности.
АСКУЭ должна соответствовать «Концепции построения автоматизированной системы учета электроэнергии в условиях энергорынка» (Приказ Министерства топлива и энергетики Украины, НКРЭ, Государственного комитета стандартизации, метрологии и сертификации Украины № 32/28/28/276/75/54 от 17.04.2000г.).
В основу АСКУЭ должны закладываться принципы открытости архитектуры и коммуникаций, распределенного функционирования, с целью обеспечения возможности включения в автоматизированную систему учета электроэнергии ОАО «...облэнерго».
Составные части АСКУЭ, обеспечивающие учет электроэнергии, должны быть внесены в Государственный реестр средств измерений Украины, иметь действующие свидетельства о поверке и обеспечивать точность, надежность, полноту, достоверность и верификацию полученных данных учета электроэнергии.
Техническое задание и рабочий проект на создание АСКУЭ должны быть согласованы с ОАО «...облэнерго»;
Опытная эксплуатация должна быть произведена в срок до 3 месяцев. В течении этого срока должна обеспечиваться полная идентичность данных, хранимых на верхнем уровне АСКУЭ с показаниями приборов учета.
После успешного завершения опытной эксплуатации должна быть произведена метрологическая аттестация АСКУЭ ;
Прием в эксплуатацию коммерческой части АСКУЭ производится в установленном порядке.
Установка, согласно согласованного рабочего проекта, приборов учета электрической энергии и АСКУЭ, а также обеспечение программами доступа для считывания информации и параметризации многофункциональных электронных приборов учета производится за счет потребителя энергопередающей организацией или другой организацией, имеющей право на выполнение таких работ.
При создании АСКУЭ на объектах принадлежащих энергокомпании, ОАО «...облэнерго» оставляет за собой право преимущественного подключения коммуникационного порта RS 485 счетчика к собственной АСКУЭ или установку взамен счетчиков потребителя собственных приборов учета с подключением их к собственной АСКУЭ по интерфейсу RS 485 с предоставлением потребителю второго порта (при его наличии), и/или обеспечением передачи макетов с информацией об электропотреблении по электронной почте.

Общие требования к измерительному комплексу.

Измерительный комплекс в целом и отдельные приборы и средства учета должны удовлетворять соответствующим требованиям ПУЭ;
Цепи учета от измерительных трансформаторов до счетчиков электроэнергии должны быть выполнены цельным кабелем с медными жилами (сечением не ниже 2,5 мм2);
Электросчетчики трансформаторного включения с трансформаторами напряжения и/или тока, должны быть включены через пломбируемые испытательные блоки (рекомендуется тип АРР - 5.382.104), которые устанавливаются в шкафу учета или в непосредственной близости от него;
Кабели вторичных цепей, жилы кабелей и провода, присоединяемые к сборкам зажимов или аппаратам, должны иметь маркировку;
Счетчики, испытательные блоки, локальное оборудование АСКУЭ – должны быть установлены в пломбируемом шкафу учета с окошком (стекло) для снятия показаний;
На каждый измерительный комплекс коммерческого учёта должен быть составлен паспорт (паспорт-протокол) точки учета.

2. Требования к счетчикам электрической энергии.

2.1. Приборы коммерческого учёта электроэнергии, работающие в составе АСКУЭ и являющиеся источниками первичной информации для АСКУЭ, должны удовлетворять следующим основным требованиям и обеспечивать:

учет активной (в одном или двух (при необходимости) направлениях) и реактивной (в двух направлениях) энергии и мощности;
наличие выходов (интерфейсов) поверочных импульсов (пропорциональных измеряемым величинам) для каждого из видов измеряемой энергии;
вычисление параметров энергопотребления за текущие и прошедшие сутки, месяц, сезон, год;
вычисление и фиксацию средней мощности за истекшие полчаса;
ведение графика нагрузки;
период интеграции измеряемых величин с интервалом 1, 3, 5, 10, 15, 30, 60 мин.;
сохранность информации не менее чем за последние 45 суток;
формирование базы данных результатов учета с обязательной привязкой величин ко времени измерений и хранить их в энергонезависимой памяти;
отслеживание превышения заданного предела максимальной нагрузки (по активной энергии);
наличие защиты (парольная, механическая блокировка (пломба)) от несанкционированного изменения параметров;
автоматический переход на летнее/зимнее время;
подключение внешнего резервного электропитания;
локальную коммуникацию с компьютером и/или переносным программатором-считывателем через оптопорт и дистанционное считывание накопленной информации средствами АСКУЭ ОАО «...облэнерго» (предпочтительно по цифровым каналам передачи данных RS-232 или RS-485 (RS-422);
погрешность хода внутреннего таймера не более 0,5 сек. в сутки и иметь возможность внешней синхронизации хода внутреннего таймера;
ведение «журнала фиксации нестандартных ситуаций (событий)»
программируемую последовательность сообщений;
работоспособность при температуре окружающего воздуха от - 25°С до +55°С;
срок службы не менее - 20 лет;
межповерочный интервал - не менее 6 лет.
дисплей: многосегментный (опцион с подсветкой);
конструктивное исполнение счетчика должно полностью соответствовать требованиям надежности, простоты и безопасности эксплуатации, предотвращения несанкционированного доступа;
2 независимо (одновременно) работающих коммуникационных. интерфейса;
независимая работа оптического интерфейса и интерфейса передачи данных RS;
Программное обеспечение прибора учета должно обеспечивать:

- программирование счетчика
- считывание данных, просмотр данных в эксплуатационном режиме (мгновенные данные)
- документирование данных, возможность конвертации информации в один из распространенных форматов(*.xls, *.csv, *.txt)
- возможность экспорта/импорта (переноса, добавления, обновления) баз данных, установленных на разных компьютерах
2.2. Рекомендуется установка приборов учета типа: ZMD, SL, EA.
2.3. На ПС принадлежащих ОАО «...облэнерго» должны быть установлены счетчики типа ZMD (преимущественно) или SL с целью подключения их к АСКУЭ
энергокомпании.
2.4. Предоставить программное обеспечение для считывания информации и параметризации приборов учета, в случае, если таковы не используются в электрических сетях ОАО «...облэнерго»).
2.5. Средства учета электрической энергии, входящие в состав АСКУЭ должны быть установлены на границе балансовой ответственности с выполнением требований п.3.12. ППЭЭ (при наличии субабонентов, расчетный учет должен быть организован основным потребителем с обеспечением составления почасового баланса в собственных сетях для проведения коммерческих расчетов).

3. Требования к локальному оборудованию учета (ЛОУ) и устройствам сбора и передачи данных (УСПД).

УСПД, в зависимости от своих функциональных возможностей, должно обеспечивать в автоматическом режиме:

Сбор информации от электросчётчиков по цифровому интерфейсу (RS-485 и т.п.);
Обработку принятой информации в соответствии с начальной установкой УСПД;
Передачу данных по запросу на верхний уровень;
Корректировку времени и даты электросчётчиков с цифровым интерфейсом по команде сервера АСКУЭ верхнего уровня. Источник – сертифицированная система GPS или аналогичная;
Самодиагностику;
Передачу данных по основному и резервному коммуникационному каналу в центры сбора и обработки информации;
Возможность непосредственного параметрирования с применением переносного компьютера (через оптопорт) или через встроенную клавиатуру и табло;
Сохранение данных, фиксацию времени пропадания питания,
Иметь источник резервного питания с возможность автоматического перехода на питание от него;
Выходные данные должны сопровождаться отметкой времени и признаком достоверности;
Минимальная глубина хранения данных УСПД должна охватывать значения за текущий и предыдущий расчетный период;
Информация о фактах несанкционированного доступа должна быть идентифицирована и сохранена;
Защиту от несанкционированного перепрограммирования и изменения первичных данных (пароль, механическое блокирование (пломба));
Обеспечивать «прозрачный» режим доступа к первичной базе данных приборов учета программными средствами АСКУЭ ОАО «...облэнерго» по выделенным (приоритетным) каналам и интерфейсам связи.

4. Требования к аппаратному и программному обеспечению верхнего уровня АСКУЭ (АСКУЭ).

4.1. АСКУЭ должна решать следующие задачи:

Обмен данными с АСКУЭ ОАО «...облэнерго»;
Формирование и передачу макетов по электронной почте (в установленные сроки в автоматическом режиме);
Реализация стандартных протоколов межуровневого обмена информацией;
Отображение и регистрация на твердой копии информации о текущих и расчетных данных учета;
Защита информации от несанкционированного доступа на всех уровнях обработки и хранения;
Самодиагностика комплекса технических средств системы с оперативной передачей информации о сбоях и отказах отдельных устройств.

Программно-технические средства в составе АСКУЭ должны обеспечить сохранность всей считанной и накопленной информации при сбоях и отказах отдельных технических средств.
При сдаче в промышленную эксплуатацию АСКУЭ в энергопередающую компанию должна быть передана техническая документация на АСКУЭ, соответствующая действующим нормативно – техническим документам (НТД), включающая в себя:

Общее описание и инструкции по эксплуатации системы;
Техническое описание системы;
Структурная схема комплекса технических средств;
Однолинейная электрическая схема, с указанием границ балансовой принадлежности и расположением точек коммерческого учёта электроэнергии, согласованная с энергопередающей компанией;
Электрическую схему вторичных цепей учета;
Планы (схемы) расположения оборудования и электропроводки к нему;
Описание алгоритмов функционирования компонентов АСКУЭ;
Комплект документации на аппаратуру и программное обеспечение (структурная схема комплекса технических средств, схема соединения и подключения, спецификация оборудования, документация на технические средства, поставляемые заводами-изготовителями, эксплуатационная документация на систему и т.д.);
Методику поверки системы и ее элементов;
Свидетельство о метрологической поверке средств измерений и АСКУЭ в целом;
Паспорта (паспорта-протоколы) точек учета измерительного комплекса;
Протоколы поверки трансформаторов тока и напряжения;

Вышеперечисленные документы могут включаться в Техно-рабочий проект и рабочую документацию АСКУЭ. Приказы и распоряжения по организации эксплуатации АСКУЭ, определяющие:
- ответственных сотрудников, отвечающих за эксплуатацию аппаратуры и программного обеспечения АСКУЭ;
- перечень документации по эксплуатации аппаратуры и программного обеспечения АСКУЭ;
- порядок обслуживания аппаратуры и ПО (контроль исправности аппаратуры, ее периодического тестирования, порядок и периодичность поверки, порядок действия персонала при выходе системы из строя);
- порядок контроля соответствия внутреннего времени АСКУЭ системе эталонного времени и его корректировка при необходимости;
- порядок организации и обеспечения передачи коммерческой, технической и служебной информации в энергопередающую компанию.
4.2. Программные средства АСКУЭ должны обеспечивать:

Безотказную работу в течение всего срока службы, а при обновлении версий - полную совместимость и сохранение всех ранее установленных и хранимых параметров;
Автоматическое самотестирование по всем параметрам;
Вычисление, всех необходимых показателей энергопотребления, возможность изменения в процессе работы состава и количества учитываемых параметров, а так же механизмов их вычислений;
Программные средства АСКУЭ должны иметь механизм программной защиты (система паролей) от несанкционированного доступа;
Ведение «журнала событий», фиксирующего все входы в программное обеспечение, его изменения, а также все нарушения нормального функционирования устройства (сбои питания, нарушение канала связи и т.п.) с обязательной фиксацией даты и времени.
Форматы и протоколы передачи данных АСКУЭ должны быть построены на основе «открытых» промышленных стандартов, т.е. должны быть совместимы с АСКУЭ различных разработчиков, иметь возможность транспортировать данные в различные СУБД, электронные таблицы и другие типы программных приложений для дальнейшей обработки и хранения информации.
База данных должна быть защищена от потери информации при аппаратных отказах и при несанкционированном доступе. Информационный обмен на верхнем уровне АСКУЭ должен осуществляться на основе архитектуры «клиент-сервер», с использованием протоколов ТСР/IР и стандарта структурного языка запросов к базе данных - SQL.
Система должна обеспечивать хранение некорректированной диагностической и коммерческой информации на долговременных носителях.

4.3. АСКУЭ должна обеспечивать сохранение данных при отключении основной сети питания на протяжении не менее 60 дней и автоматическое возобновление работоспособности при возобновлении питания.
4.4. Система должна обеспечить выдачу предупреждающей информации (звуковой и визуальной сигнализации) с использованием внутренних (монитор, звуковая карта) и внешних (информационное табло, независимая звуковая сигнализация, звонок по телефону, сигнальное письмо по Е-mail) возможностей.
4.5. АСКУЭ должна обеспечивать передачу данных в ОАО «...облэнерго» по УППД (универсальный протокол передачи данных) и в виде макетов согласованного формата по электронной почте, а также доступ к первичной базе данных приборов учета посредством GSM связи.
4.6. АСКУЭ должна обеспечивать возможность подключения новых точек учета (по мере развития сети электроснабжения) без изменения аппаратного обеспечения.

5. Требования к каналам и протоколам связи

Должна быть предусмотрена возможность использования каналообразующей аппаратуры, соответствующей требованиям МККТТ для цифровых и каналов тональной частоты.
Должны быть предусмотрена возможность перехода на резервные каналы связи с обеспечением автоматической маршрутизации запросов.
Технические характеристики каналообразующей аппаратуры должны обеспечивать скорость передачи информации в канале не менее 9600 бод.
Каналы связи должны быть постоянно подключены к АСКУЭ и не должны использоваться для иных целей.

6. Требования к защите и достоверности данных:

Оборудование АСКУЭ должно отвечать требованиям к программно-аппаратным средствам защиты, которые должны включать в себя:

разграничение доступа к информации;
регистрацию событий, имеющих отношение к защищенности информации;
обеспечение доступа только после идентификации и ввода личного пароля;
защиту от возможности изменения данных через локальную сеть или модем;
требования к безопасности должны быть отражены в эксплуатационных документах и обеспечивать их выполнение при эксплуатации АСКУЭ;
все случаи корректировки данных и времени в приборах и устройствах учета должны фиксироваться в их памяти с отметкой времени и даты корректировки.
доступ к смене метрологических характеристик счетчика должен иметь защиту в виде механического блокирования, снять которое, не нарушив целостности пломбы лицензиата невозможно.
данные, которые вводятся или корректируются ручным способом, на всех уровнях АСКУЭ должны иметь отметку ручного ввода;

В случае пропадания основного электропитания, компьютерное оборудование системы должно перейти на питание от блоков бесперебойного питания и выполнить безопасный останов в автоматическом или ручном режиме.
В случае потери связи с другими элементами системы каждый узел системы должен быть способен функционировать автономно, выполняя свои функции в минимальном объеме. Информация о событиях должна накапливаться в локальной памяти узла системы. После восстановления связи данные из локальной памяти (устройств и приборов учета) должны быть переданы в базу данных АСКУЭ.
Восстановление после сбоев и аварий в системе должно происходить в автоматическом или автоматизированном режиме.

7. Порядок передачи информации в энергопередающую организацию (подлежит корректировке на стадии согласования Технического задания и Техно-рабочего проекта АСКУЭ).

На АРМ оператора ОАО «...облэнерго» (с использованием УППД и макетов), должна передаваться следующая информация от первичных приборов учета (из массива первичной информации не подлежащей корректировке):

Ежемесячно 1-го числа – показания и объем электроэнергии за предыдущий месяц зафиксированный расчетными приборами учета: суммарные и с разбивкой по зонам суток;
Ежемесячно 11-го и 21-го числа - показания расчетных приборов учета;
Информация содержащаяся в «Протоколе событий», «Журнале доступа».

Информация должна также предоставляться в любой момент по запросу с АРМ оператора ОАО «...облэнерго» в указанном объеме.
Ежесуточно (к 9.00) на АРМ оператора ОАО «...облэнерго» должна передаваться оперативная, информация:

Сведения о величине потребленной активной электроэнергии за прошедшие сутки и с нарастающим итогом с начала расчетного периода, суммарные и с разбивкой по зонам суток.
Часовые и получасовые объемы потребления активной электроэнергии за прошедшие сутки, полученные на основании получасовых графиков мощности.
Текущее время, текущая дата по каждому прибору учета.

Формы отчетности для проведения коммерческих расчетов должны быть согласованы с электрическими сетями ОАО «...облэнерго»

Срок действия настоящих технических требований – 1 год.