Приказ Министерства энергетики РФ от 22 марта 2011 г. N 86 "Об утверждении Методических рекомендаций по техническим характеристикам систем и приборов учета электрической энергии на основе технологий интеллектуального учета" (документ не действует)

Приказ Министерства энергетики РФ от 22 марта 2011 г. N 86
"Об утверждении Методических рекомендаций по техническим характеристикам систем и приборов учета электрической энергии на основе технологий интеллектуального учета"

Во исполнение поручений Президента Российской Федерации от 29 марта 2010 г. N Пр-839 и Правительства Российской Федерации от 12 апреля 2010 г. N ВП-П9-2324 приказываю:

Утвердить прилагаемые Методические рекомендации по техническим характеристикам систем и приборов учета электрической энергии на основе технологий интеллектуального учета.

Врио Министра

С.И. Кудряшов

Методические рекомендации
по техническим характеристикам систем и приборов учета электрической энергии на основе технологий интеллектуального учета
(утв. приказом Министерства энергетики РФ от 22 марта 2011 г. N 86)

1. Общие положения

1.1. Настоящие Методические рекомендации содержат рекомендации по техническим характеристикам систем и приборов учета электрической энергии на основе технологий интеллектуального учета, устанавливаемых и используемых субъектами розничных рынков электрической энергии для обеспечения коммерческого и технического учета электрической энергии на розничных рынках электрической энергии.

1.2. Целью настоящих Методических рекомендаций является определение и унификация основных функциональных и технических характеристик и параметров систем и приборов учета электрической энергии на розничных рынках электрической энергии, создаваемых на основе технологий интеллектуального учета.

1.3. В настоящих Методических рекомендациях используются следующие сокращения:

ИСУЭ - система учета электрической энергии на основе технологий интеллектуального учета;

ИИК - информационно-измерительный комплекс точек учета электрической энергии;

ИВКЭ - информационно-вычислительный комплекс электрической установки;

ИВК - информационно-вычислительный комплекс;

СОЕВ - система обеспечения единого времени;

ИПУЭ - интеллектуальный прибор учета электрической энергии;

УСПД - устройство сбора и передачи данных;

УССВ - устройство синхронизации системного времени;

UTC - Universal Time Coordinated (всемирное координированное время);

NTP - Network Time Protocol (сетевой протокол времени);

ANSI - American National Standards Institute (американский национальный институт стандартизации);

IEC - International Electrotechnical Commission (международная электротехническая комиссия (МЭК));

ISO - International Organization for Standardization (стандарт международной организации по стандартизации).

2. Общая характеристика и функциональное назначение ИСУЭ

2.1. Целью создания и функционирования системы учета электрической энергии на основе технологий интеллектуального учета, выполняющей функции автоматизированного измерения, сбора, хранения и обработки данных, а также передачи результатов измерений электрической энергии в пункт централизованного сбора, с возможностью двустороннего информационного обмена, а также управления приборами учета электрической энергии, является коммерческий и технический учет электрической энергии и мощности, контроль технологических параметров электрической сети, включающий контроль качества электрической энергии, уровня потребительской нагрузки и мониторинг работоспособности системы и ее компонентов.

2.2. ИСУЭ на розничных рынках электрической энергии рекомендуется создавать как иерархическую, территориально распределенную систему. Количество уровней и архитектуру построения ИСУЭ рекомендуется определять на стадии разработки технического задания на создание ИСУЭ в зависимости от сложности и количества энергетических объектов.

2.3. Функции ИСУЭ:

автоматизированное измерение, сбор, накопление и обработка информации о количестве отпущенной, распределенной и потребленной электрической энергии;

контроль технологических параметров электрической сети в точках учета электрической энергии и предоставление информации пользователям и автоматизированным системам;

контроль величины активной электрической энергии;

контроль параметров качества электрической энергии, контролируемых приборами учета;

передача дискретной информации с устройств сигнализации в трансформаторных подстанциях;

проведение самодиагностики системы на работоспособность, позволяющей в автоматическом режиме выявлять отказы в работе технических средств и программного обеспечения всех подсистем;

мониторинг состояния и работоспособности оборудования системы;

удаленное конфигурирование параметров технических средств системы;

ведение системы единого времени;

ведение нормативно-справочной информации;

формирование расчетных данных по группам потребителей электрической энергии;

анализ данных результатов измерений;

формирование отчетных документов;

дистанционное отключение потребителей;

управление режимами ограничения потребления электрической энергии.

2.4. Рекомендуется организовывать ИСУЭ как совокупность следующих компонентов:

2.4.1. конструктивно объединенной или территориально локализованной совокупности функционально объединенных технологических и программно-технических средств учета электрической энергии по определенной физической точке на элементе электрической сети, в которой выполняется измерение электрической энергии, проходящей по данному элементу (далее - точка учета), формирующих и последовательно преобразующих сигналы, содержащие количественную информацию об измеряемых физических величинах, завершающих измерительные преобразования, вычислительные и логические операции, предусмотренные процессом измерений и алгоритмами обработки результатов измерений, а также предусматривающих интерфейс доступа к информации по данной точке учета электрической энергии (информационно-измерительный комплекс точек учета электрической энергии);

2.4.2. совокупности функционально объединенных программных, вычислительных и других технических средств для решения задач сбора и обработки информации по учету электрической энергии, обеспечения интерфейсов доступа к этой информации, а также диагностики средств измерений в пределах одной электрической установки (информационно-вычислительный комплекс электрической установки).

Допускается организация автоматизированного сбора данных без применения ИВКЭ в соответствии с проектным решением (функции ИВКЭ могут быть реализованы в ИВК);

2.4.3. совокупности функционально объединенных программных, вычислительных и других технических средств для решения задач сбора, обработки и хранения результатов измерений, поступающих от ИВКЭ и ИИК, обеспечения интерфейсов доступа к этой информации, а также диагностики состояний средств и объектов измерений (информационно-вычислительный комплекс);

2.4.4. функционально объединенной совокупности программно-технических средств измерений и синхронизации времени, в которой формируются и последовательно преобразуются сигналы, содержащие количественную информацию об измеряемой величине времени (система обеспечения единого времени);

2.4.5. совокупности массивов данных, включающей описание структур баз данных, средства классификации и кодирования информации, унифицированной системы документации, включая входные и выходные формы, а также языковые средства системы, используемые для формализации естественного языка при общении пользователей с системой в процессе ее функционирования (информационное обеспечение ИСУЭ);

2.4.6. технических средств приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура) и каналов связи;

2.4.7. лингвистического обеспечения;

2.4.8. программного обеспечения.

3. Параметры ИИК

3.1. В составе ИИК рекомендуется предусматривать:

интеллектуальные приборы учета электрической энергии;

измерительные трансформаторы тока и трансформаторы напряжения;

вторичные измерительные цепи.

В состав ИИК в качестве компонентов могут входить нагрузочные устройства во вторичных цепях трансформаторов тока и трансформаторов напряжения.

3.2. Функция ИИК заключается в обеспечении автоматического проведения измерений электрической энергии в точке измерений.

3.3. Рекомендуемые классы точности и характеристики ИПУЭ, трансформаторов тока и трансформаторов напряжения приведены в приложении N 1 к настоящим Методическим рекомендациям.

3.4. Классы точности ИПУЭ, трансформаторов тока, трансформаторов напряжения, учитывающих количество электрической энергии на "прием" и "отдачу", рекомендуется выбирать одинаковыми.

3.5. Рекомендуется предусматривать встречную маркировку во вторичных цепях тока и напряжения, предназначенных для учета электрической энергии.

3.6. Во всех компонентах ИИК рекомендуется предусмотреть защиту от несанкционированного доступа.

3.7. Рекомендуется предусматривать конструкцию вторичных цепей ИПУЭ, позволяющую производить опломбировку клемм вторичных цепей тока и напряжения, опломбировку коммутационных аппаратов в цепях первичного и вторичного напряжения трансформаторов напряжения во включенном состоянии с невозможностью отключения (в том числе автоматического) без разрушения пломб и знаков визуального контроля.

4. Характеристика ИПУЭ

4.1. В качестве ИПУЭ могут быть установлены измерительные приборы, оснащенные встроенными средствами отображения, хранения и передачи информации об измерениях, обладающие функциями двустороннего информационного обмена с пунктом централизованного сбора, обеспечивающие возможность удаленного управления включением и отключением электрической энергии, а также возможность своевременного обнаружения и ликвидации неисправностей, предотвращения отключения электрической сети и падения напряжения в реальном времени, снабженные независимым источником питания, в отношении которых последняя государственная поверка состоялась не позднее одного года для трехфазного прибора учета и двух лет для однофазного прибора учета.

Рекомендуется установка в качестве ИПУЭ приборов, технические параметры и метрологические характеристики которых соответствуют требованиям ГОСТ Р МЭК 61107-2001, части 11 "Счетчики электрической энергии" ГОСТ Р 52320-2005, части 22 "Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S" ГОСТ Р 52323-2005, части 21 "Статические счетчики активной энергии классов точности 1 и 2" ГОСТ Р 52322-2005 (для реактивной энергии - ГОСТ Р 52425-2005 "Статические счетчики реактивной энергии").

ГАРАНТ:

Приказом Росстандарта от 13 декабря 2011 г. N 1235-ст ГОСТ Р МЭК 61107-2001 отменен с 1 января 2013 г. в связи с введением в действие ГОСТ IEC 61107-2011 "Обмен данными при считывании показаний счетчиков, тарификации и управлении нагрузкой. Прямой локальный обмен данными" для добровольного применения в РФ

4.2. В трехфазных цепях учет электрической энергии производится с помощью трехфазных ИПУЭ активной и реактивной электрической энергии, а в однофазных цепях - с помощью однофазных ИПУЭ активной и/или реактивной электрической энергии.

4.3. ИПУЭ производит измерение потребляемой электрической энергии в течение всего срока его службы. Энергонезависимое запоминающее устройство обеспечивает хранение запрограммированных параметров ИПУЭ и сохранение данных учета электрической энергии при пропадании питания.

Рекомендуется устанавливать ИПУЭ, обеспечивающие возможность хранения информации в соответствии с параметрами хранения информации ИПУЭ, приведенными в приложении N 2 к настоящим Методическим рекомендациям.

4.4. Для отсчета показаний ИПУЭ и наблюдения за индикатором функционирования может быть предусмотрено одно или несколько окон в кожухе. В случае наличия данных окон, они выполняются из прозрачного материала и не могут удаляться неповрежденными без нарушения целостности пломб.

4.5. Дисплей ИПУЭ предусматривает:

отображение текущих показаний ИПУЭ, текущего тарифа на электрическую энергию, индикации работоспособного состояния ИПУЭ;

размещение индикатора функционирования на лицевой стороне ИПУЭ;

отображение всей информации на русском языке с применением арабских цифр и принятых в русском языке знаков препинания;

индикацию тамперных событий: даты и времени вскрытия клеммной крышки, даты последнего перепрограммирования, аварийных ситуаций;

подсветку, в том числе индикацию при отсутствии питания.

4.6. ИПУЭ переходит в нормальный режим функционирования не позднее чем через 5 секунд после приложения номинального напряжения к зажимам счетчика. Рекомендуемый срок службы встроенной батареи ИПУЭ составляет не менее 10 лет.

4.7. В ИПУЭ рекомендуется предусматривать защиту данных учета и параметров ИПУЭ от несанкционированного доступа (электронная пломба, пароль, аппаратная блокировка, голограмма). Также в ИПУЭ рекомендуется предусматривать функцию самостоятельного контроля правильности подключения измерительных цепей, а также функцию фиксирования и передачи на верхний уровень информации о попытках несанкционированного подключения к токовым цепям.

4.8. ИПУЭ содержит встроенный календарь, часы, оптический порт, испытательный выход и цифровые интерфейсы связи, многотарифное меню (тарифные зоны должны быть программируемыми), встроенные часы реального времени (точность хода не менее 1 с/сутки с возможностью автоматической коррекции).

4.9. Рекомендуемая скорость передачи данных ИПУЭ составляет не менее 1200 бит/с.

4.10. ИПУЭ функционирует в соответствии с заявленными в паспорте техническими характеристиками при любом значении температуры, находящемся в интервале от -40 до +70°С.

4.11. ИПУЭ может обеспечивать измерение электрической энергии нарастающим итогом и вычисление усредненной мощности за получасовые и часовые интервалы времени.

4.12. Рекомендуемый межповерочный интервал как для однофазных, так и для трехфазных ИПУЭ составляет не менее 10 лет, средняя наработка ИПУЭ на отказ - не менее 100000 часов. Для выполнения измерений в точках учета с реверсивным режимом работы распределительной сети применяются ИПУЭ, производящие измерения в двух направлениях потока электрической энергии.

4.13. Рекомендуемые дифференцированные параметры ИПУЭ приведены в приложении N 3 к настоящим Методическим рекомендациям.

4.14. В ИПУЭ рекомендуется реализация функции дистанционного ограничения, отключения и включения нагрузки посредством внешней команды от ИВКЭ и/или по заданному алгоритму функционирования ИПУЭ.

4.15. Для формирования балансов электрической энергии присоединение ИПУЭ целесообразно выполнять с учетом их работы в следующих режимах:

"прием" - поток электрической энергии, направленный к шинам того класса напряжения, к которым подключены цепи напряжения ИПУЭ;

"отдача" - поток электрической энергии, направленный от шин того класса напряжения, к которым подключены цепи напряжения ИПУЭ.

4.16. В схеме подключения ИСУЭ рекомендуется предусматривать возможность замены ИПУЭ и подключения эталонного ИПУЭ без прекращения передачи электрической энергии по элементам электрической сети, на которых установлена ИСУЭ.

4.17. Подключение ИПУЭ трансформаторного включения производится через специальные клеммные зажимы, обеспечивающие безопасное закорачивание цепей тока и безопасное отключение цепей напряжения при замене и обслуживании ИПУЭ.

5. Характеристика трансформаторов тока и их вторичных цепей

5.1. Измерительные трансформаторы тока следует применять в сетях 6 кВ и выше, а также в сетях 0,4 кВ в тех случаях, когда измеряемый ток превышает 60 А, а присоединяемая мощность - более 25 кВт.

5.2. При строительстве новых и реконструкции существующих объектов следует применять схему измерения с тремя трансформаторами тока.

5.3. Измерительные цепи следует подключать к отдельной обмотке трансформатора тока. Схемы со встроенными трансформаторами тока, конструктивное исполнение которых не допускает проведения периодических метрологических поверок, допускается применять до реконструкции электроустановок. При строительстве новых и реконструкции существующих объектов рекомендуется использование встроенных трансформаторов тока, конструктивное исполнение которых позволяет проводить периодические метрологические поверки.

5.4. Суммарная мощность нагрузок вторичных цепей измерительных трансформаторов тока не может превышать мощности номинальных вторичных нагрузок, указанных в паспортах соответствующих трансформаторов тока.

5.5. Применяемые измерительные трансформаторы тока по техническим требованиям могут соответствовать ГОСТ 7746-2001.

5.6. К измерительным трансформаторам тока могут подключаться счетчики с номинальным током меньшим, чем вторичный номинальный ток измерительного трансформатора тока, при условии, что величина максимального вторичного тока в точке учета не должна превышать максимальный допустимый ток счетчика, а длительность воздействия максимального вторичного тока - допустимую длительность воздействия для данного типа счетчика.

5.7. Клеммные зажимы обеспечивают безопасное закорачивание вторичных цепей трансформаторов тока, отключение токовых цепей счетчика электрической энергии и цепей напряжения в каждой фазе счетчика электрической энергии при его замене или плановой проверке работоспособности, а также включение образцового счетчика электрической энергии без отсоединения проводов и кабелей. Конструкция клеммных зажимов трансформаторов тока обеспечивает их защиту от несанкционированного доступа.

5.8. Рекомендуемый межповерочный интервал трансформаторов тока составляет не менее 6 лет.

6. Характеристика трансформаторов напряжения и их вторичных цепей

6.1. Для питания цепей напряжения измерительных элементов ИПУЭ рекомендуется применять трехфазные трансформаторы напряжения или однофазные трансформаторы, устанавливаемые в каждой из трех фаз. При строительстве новых и реконструкции существующих объектов не рекомендуется использовать встроенные трансформаторы напряжения. Исключением являются трансформаторы напряжения, встроенные в элегазовые комплектные распределительные устройства. Такие трансформаторы напряжения должны иметь возможность периодической метрологической поверки.

6.2. Применяемые измерительные трансформаторы напряжения по техническим характеристикам могут соответствовать ГОСТ 1983-2001.

6.3. Допустимые значения относительных потерь напряжения в линиях присоединения ИПУЭ к трансформаторам напряжения:

не более 0,25% номинального вторичного напряжения для трансформаторов напряжения классов точности 0,2 и 0,5;

не более 0,5% для трансформаторов напряжения класса точности 1.

6.4. Рекомендуется обеспечивать защиту измерительных трансформаторов напряжения всех классов напряжения со стороны высшего напряжения соответствующими предохранителями или защитными коммутационными аппаратами. При этом рекомендуется предусматривать на стороне высшего напряжения измерительных трансформаторов напряжения конструкцию приводов защитных коммутационных аппаратов, обеспечивающих возможность их опломбирования.

В трансформаторах напряжения, используемых только для учета, и защищенных предохранителями, рекомендуется предусмотреть контроль целостности предохранителей.

6.5. При наличии на объекте учета нескольких систем шин и присоединении каждого измерительного трансформатора напряжения только к своей системе шин рекомендуется предусмотреть устройство для переключения цепей ИПУЭ каждого присоединения на измерительный трансформатор напряжения соответствующих систем шин.

6.6. Рекомендуемый межповерочный интервал трансформаторов напряжения составляет не менее 6 лет.

7. Характеристика ИВКЭ

7.1. В составе ИВКЭ рекомендуется предусматривать:

специализированные промконтроллеры (концентратор или УСПД), обеспечивающие интерфейс доступа к ИИК и ИВК;

технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура).

7.2. Функции ИВКЭ:

автоматический сбор информации по учету электрической энергии от ИИК; автоматический сбор и обработка информации о состоянии средств измерений;

автоматический сбор и обработка информации о состоянии объектов измерений, а также обеспечение интерфейсов доступа к этой информации;

двунаправленный обмен информацией между ИВКЭ и ИИК, ИВК, обеспечивающий передачу данных, диагностической информации и т.п.;

автоматический сбор данных измерений с заданной периодичностью (от 1 раза в сутки и чаще);

снятие показаний электрической энергии со всех контролируемых ИИК на единый момент времени с учетом временных зон.

Дополнительно на ИВКЭ может быть возложена функция расчета потерь электрической энергии от точки измерений до точки учета.

7.3. ИВКЭ выполняет функции промежуточного сбора и хранения данных учета электрической энергии, а также предоставление интерфейса доступа к собранной информации, обеспечение отключения (включения), ограничения предельной мощности нагрузки потребителей.

7.4. В ИВКЭ рекомендуется поддерживать интерфейсы связи с ИПУЭ, а также рекомендуется предусмотреть возможность передачи данных в различные комплексы программно-технических средств для их дальнейшей обработки и хранения.

7.5. При размещении в электрических установках рекомендуется применять УСПД либо концентратор в промышленном исполнении, предназначенном для непрерывного функционирования в помещениях с повышенной опасностью, с возможностью их установки в ограниченных пространствах (в шкафах, отсеках, панелях).

7.6. УСПД либо концентратор могут обеспечивать автоматическую коррекцию (синхронизацию) времени.

7.7. Рекомендуется использовать УСПД либо концентраторы, выполненные в едином корпусе, обеспечивающем возможность одностороннего обслуживания, конструкция которого позволяет размещать его как на стандартных панелях, так и в специализированных шкафах.

8. Характеристика ИВК

8.1. В составе ИВК рекомендуется предусматривать: компьютер (компьютеры) в серверном исполнении для обеспечения функции сбора и хранения результатов измерений, установленный в специализированном шкафу для обеспечения механической защиты с возможностью опломбирования;

технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации;

технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура).

8.2. ИВК производит по заданному регламенту автоматический сбор данных учета электрической энергии по каналам связи от всех ИВКЭ через УСПД либо концентраторы или ИПУЭ (при отсутствии УСПД, концентраторов).

8.3. Функции ИВК:

автоматизированный сбор и хранение результатов измерений; автоматическая диагностика состояния средств и объектов измерений; представление результатов измерений смежным субъектам розничных рынков электрической энергии;

контроль достоверности результатов измерений;

информационный обмен с внешними системами;

двунаправленный обмен информацией между ИВК и ИИК, ИВКЭ, обеспечивающий передачу данных, диагностической информации и т.п.;

автоматический сбор данных измерений с заданной периодичностью (от 1 раза в сутки и чаще);

снятие показаний электрической энергии со всех контролируемых ИИК на единый момент времени с учетом временных зон;

формирование балансов электрической энергии на заданный период по всем балансовым группам;

отключение (включение), ограничение предельной мощности нагрузки потребителей, в том числе по группам ИПУЭ;

осуществление коррекции хода часов элементов ИСУЭ (сервера баз данных, ИПУЭ и других преобразователей) посредством модуля образцового времени, получающего информацию о точном времени от датчиков;

накопление учетных значений физических величин в базах данных персонального компьютера центра сбора и обработки данных не менее чем за последние 3,5 года с возможностью последующей записи информации для архивного хранения;

формирование каналов группового контроля и учета с произвольным числом входящих в группу каналов прямых измерений;

по запросу оператора вывод на экран монитора информации по точкам измерения для визуального контроля параметров измеренных величин;

передача информации удаленным абонентам с использованием стандартной каналообразующей аппаратуры;

автоматическое ведение протокола регистрации значимых событий по фактам срабатывания средств аварийной и технологической сигнализации;

контроль полноты и объема собранной информации со всех контролируемых ИИК;

формирование различных видов отчетов: за сутки, месяц, произвольно выбранный период, по одному или группе;

диагностирование работоспособности оборудования и линий связи.

8.4. Дополнительно на ИВК может быть возложена функция замещения результатов измерений.

9. Характеристика СОЕВ

9.1. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает синхронизацию времени при проведении измерений количества электрической энергии с точностью не хуже 5 с/сутки.

СОЕВ обеспечивает автоматическую синхронизацию времени с внешним эталонным источником единого календарного времени (рекомендуемая частота синхронизации - не реже одного раза в сутки).

9.2. СОЕВ включает:

многофункциональное устройство, работающее в автоматическом режиме, которое должно выполнять синхронизацию времени от внешнего эталонного источника времени, поддержание (измерение) системного времени и синхронизацию времени программно-технических средств, входящих в систему, имеющих с ним интерфейсы аппаратного и информационного взаимодействия по заданному регламенту (устройство синхронизации системного времени);

все компоненты системы, имеющие встроенные программные часы (сервер баз данных, сервер приложений, сервер сбора данных, концентраторы, УСПД и ИПУЭ), ход которых синхронизируется с единым всемирным координированным временем (Universal Time Coordinated).

9.3. При организации СОЕВ на уровне ИВК в качестве основного УССВ используется тайм-сервер Государственной службы времени, частоты и определения параметров вращения Земли, с которого сообщения с образцовым временем периодически принимаются через Интернет, и производится синхронизация программных часов всех серверов с точностью не хуже 0,1 с. При организации СОЕВ на уровне ИВК передача точного времени возможна через глобальную сеть Интернет с использованием протокола Network Time Protocol.

9.4. В качестве резервного УССВ рекомендуется использовать Глонасс/GPS-приемник. Необходимость резервного УССВ определяется проектным решением.

9.5. СОЕВ привязана к единому астрономическому времени.

9.6. В ИСУЭ обеспечивается синхронизация с внешним эталонным источником времени в соответствии с рекомендациями Главного метрологического центра Государственной службы времени, частоты и определения параметров вращения Земли Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии.

9.7. СОЕВ может быть организована на уровне ИВКЭ или на уровне ИВК. Если источник синхронизации времени находится на ИВК, рекомендуется предусмотреть резервный канал связи. При организации СОЕВ на уровне ИВКЭ в качестве УССВ рекомендуется использовать двухканальный Глонасс/GPS-приемник.

9.8. Для установки СОЕВ рекомендуется использовать сигналы специализированных средств передачи Государственной службы времени, частоты и определения параметров вращения Земли, содержащие временной код - значения времени и даты.

10. Технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура) и каналы связи

10.1. При автоматизированном сборе данных учета электрической энергии передача данных осуществляется по каналам связи, обеспечивающим сбор и обмен данными по стандартным интерфейсам и протоколам обмена "запрос-ответ" как в автоматизированном, так и в автоматическом режимах.

10.2. Каналы связи, предназначенные для передачи информации, обеспечивают установление соединения между устройствами различных уровней ИСУЭ.

10.3. Рекомендуется предусматривать техническую реализацию каналов связи и используемые протоколы передачи данных, обеспечивающие минимальные задержки передачи данных с нижнего уровня на верхний уровень ИСУЭ.

10.4. Типы каналов связи следует определять в каждом конкретном случае исходя из территориального расположения субъектов и объектов учета электрической энергии и максимального использования собственных телекоммуникационных связей. Рекомендуемое ранжирование каналов связи по приоритетности использования при новом строительстве и реконструкции систем учета электрической энергии представлено в приложении N 4 к настоящим Методическим рекомендациям.

10.5. Рекомендуется определять основной и резервный каналы связи на этапе разработки проекта создания ИСУЭ исходя из цикла опроса и объема передаваемых данных.

10.6. Использование сотовой мобильной связи допускается в качестве основного канала связи в случаях отсутствия других каналов связи, обеспечивающих устойчивое соединение непосредственно в месте установки ИВКЭ.

10.7. В случае невозможности использования имеющихся каналов связи ИСУЭ (повреждения, аварии, и т.п.) допускается использование локального способа сбора данных учета электрической энергии с помощью устройств локального сбора данных (пульт, портативный компьютер) с интеграцией данных на верхнем уровне ИСУЭ.

11. Параметры информационного обеспечения ИСУЭ

11.1. Разработку систем классификации и кодирования информации учета электрической энергии и унифицированных систем документации рекомендуется осуществлять в соответствии с Правилами стандартизации ПР 50.1.024-2005 "Основные положения и порядок проведения работ по разработке, ведению и применению общероссийских классификаторов", утвержденными приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 14 декабря 2005 г. N 311-ст.

11.2. Система классификации и кодирования ИСУЭ предусматривает: единообразное представление детерминированных данных;

выделение элементарных идентифицирующих понятий и однозначное присвоение каждому объекту в пределах заданного множества кодового обозначения (однозначная, идентификация);

внешнюю простоту для удобства пользователей при возможном сложном внутреннем строении;

пластичность, расширяемость, позволяющую вносить изменения и, при необходимости, влиять на изменения структуры классификации без потерь данных;

возможность дополнения классификационной структуры новыми идентифицирующими понятиями, возникающими в процессе развития системы;

возможность классификации без ограничений на уровень вложенности данных;

настройку и сохранение различных способов классификации данных для разных категорий пользователей;

обеспечение механизмов интеграции классификаторов системы с другими существующими отраслевыми классификаторами и классификаторами смежных систем.

11.3. Информационное обеспечение ИСУЭ:

позволяет выполнять ввод, обработку, накопление и хранение информации, необходимой для реализации функций системы;

обеспечивать информационную совместимость ИВКЭ и ИИК на базе терминологического единства обозначения одних и тех же понятий в различных массивах данных, классификаторах;

обеспечивать представление информации в форме, удобной для работы пользователя в соответствии с его функциональными обязанностями и установленным разграничением доступа;

обеспечивать актуальность и достоверность информации в массивах данных, ее хранение, а также контроль полноты и непротиворечивости вводимой информации;

обеспечивать адаптируемость к возможным изменениям информационных потребностей пользователей;

обеспечивать адаптируемость к различным программно-техническим средствам.

11.4. Массивы данных в составе информационного обеспечения ИСУЭ включают:

расчетную информацию (информацию, используемую в финансовых расчетах за электрическую энергию);

техническую информацию (информацию о текущем состоянии средств измерения).

11.5. Для хранения информации рекомендуется использовать современные системы управления базами данных с поддержкой языка SQL в соответствии со стандартами ISO/IEC 9075-1:2008, ISO/IEC 9075-2:2008, ISO/IEC 9075-3:2008, ISO/IEC 9075-4:2008, ISO/IEC 9075-9:2008, ISO/IEC 9075-10:2008, ISO/IEC 9075- 11:2008, ISO/IEC 9075-13:2008, ISO/IEC 9075-14:2008, ISO/IEC 9075- l:2008/Cor.l:2010, ISO/IEC 9075-2:2008/Cor.1:2010, ISO/IEC 9075-4:2008/Cor.1:2010, ISO/IEC 9075-9:2008/Cor.1:2010, ISO/IEC 9075-10:2008/Cor. 1:2010, ISO/IEC 9075-13:2008/Cor.1:2010, ISO/IEC 9075-14:2008/Cor.1:2010.

11.6. В ИСУЭ предусматриваются необходимые инструменты по контролю и обновлению данных в информационных массивах данных системы, а также восстановлению информации после отказа каких-либо компонентов в составе комплекса технических средств.

12. Параметры лингвистического обеспечения ИСУЭ

12.1. Все обозначения, названия элементов ИСУЭ, тексты рекомендуется излагать на русском языке.

12.2. Лингвистическое обеспечение автоматизированных рабочих мест включает: интерфейс взаимодействия с пользователем на русском языке;

представление отчетов пользователю на русском языке.

12.3. Интерфейс взаимодействия с пользователем обеспечивает единство представления данных с учетом ограничений, налагаемых операционными средами.

13. Параметры программного обеспечения ИСУЭ, используемых интерфейсов и протоколов обмена данными

13.1. Программное обеспечение ИСУЭ позволяет обеспечивать:

проведение расчетов за отпущенную (потребленную) электрическую энергию между субъектами розничных рынков электрической энергии за расчетный период;

оперативный контроль состояния ИСУЭ;

проведение расчетов оперативных балансов электрической энергии и мощности по каждому объекту и субъекту учета;

проведение расчетов фактических балансных потерь электрической энергии и мощности по объектам и субъектам учета;

проведение расчетов фактических потерь электрической энергии в силовых трансформаторах и линиях электропередачи (технологические потери);

управление ограничением потребления электрической энергии и мощности и регулированием нагрузки потребителей;

контроль технического состояния компонентов системы учета электрической энергии;

краткосрочное, среднесрочное и долгосрочное прогнозирование выработки (потребления) электрической энергии по каждому субъекту учета.

13.2. Рекомендуется предусматривать программное обеспечение ИСУЭ, обладающее следующими свойствами:

функциональной достаточностью (полнотой);

надежностью (в том числе восстанавливаемостью и наличием средств выявления ошибок);

адаптируемостью;

модифицируемостью;

модульностью построения и удобством эксплуатации.

13.3. Рекомендуется предусматривать программное обеспечение ИСУЭ, соответствующее общим требованиям к программному обеспечению средств измерений МИ 2891-2004.

13.4. В программном обеспечении ИСУЭ рекомендуется реализация мер по защите от ошибок при вводе и обработке информации, обеспечивающих заданное качество выполнения функций.

13.5. Для обеспечения дистанционной передачи всех учетных и сервисных данных рекомендуется предусмотреть возможность подключения ИПУЭ по нескольким цифровым интерфейсам к ИСУЭ.

В целях совместимости с имеющимися информационными системами один из интерфейсов ИПУЭ рекомендуется предусматривать типа RS-485.

13.6. Для настройки, параметризации и локального обмена данными ИПУЭ рекомендуется наличие оптического порта с протоколом обмена данными, соответствующим ГОСТ Р МЭК 61107-2001.

13.7. Рекомендуется использовать открытые и универсальные форматы и протоколы передачи данных, соответствующие стандарту IEC 62056 (DLMS/COSEM), с возможностью использования их в составе программно-технических комплексов различных разработчиков.

Рекомендуется использовать совместимые версии протоколов для одного и того же типа ИПУЭ, но разных версий и разных лет выпуска.

13.8. В целях организации удаленного сбора данных при организации цифровых интерфейсов ИПУЭ рекомендуется использовать кабели для промышленных сетей, построенных в соответствии со стандартами EIA/TIA-485-A 2003, ANSI/TIA/EIA-422-В 2005, за исключением кабелей с неэкранированной витой парой. Кабели цифровых интерфейсов ИПУЭ рекомендуется прокладывать с использованием разветвителей интерфейса.

13.9. УСПД либо концентратор имеют возможность сбора информации с ИПУЭ и передачи на вышестоящий уровень ИСУЭ, объединения в сеть с другими устройствами по цифровым интерфейсам, включая RS-485, RS-232, интерфейс выхода в локальную сеть Ethernet, присвоения программируемого IP-адреса.

13.10. В качестве протокола связи УСПД с верхним уровнем ИСУЭ рекомендуется использовать существующие открытые протоколы интерфейса верхнего уровня ИСУЭ.

13.11. Рекомендуется предусмотреть возможность передачи ИСУЭ данных учета смежным субъектам розничных рынков электрической энергии с уровня ИВК в текстовом формате XML.

13.12. Протоколы обмена данными в реальном времени между компонентами ИСУЭ определяются при создании ИСУЭ.

13.13. Доступ к функциям управления ИСУЭ рекомендуется организовывать через интуитивно-понятный интерфейс, содержащий набор меню и опций, необходимых для ввода данных, выполнения запросов и формирования отчетов.

14. Режимы функционирования ИСУЭ

14.1. Сбор данных учета от ИИК может производиться по заданному регламенту опроса (по меткам времени) и по регламентируемым событиям в автоматическом режиме или по отдельным разовым запросам к ИПУЭ с указанием конкретного типа запрашиваемых данных.

14.2. Дистанционный сбор данных предусматривает возможность общего доступа ко всем ИПУЭ и/или индивидуального к выделенному ИПУЭ.

14.3. Допускается инициативная передача данных с нижнего уровня на верхний уровень ИСУЭ без запроса с верхнего уровня.

15. Параметры надежности и безопасности ИСУЭ

15.1. ИСУЭ является распределенной системой, надежность которой определяется надежностью ее составных частей и элементов, участвующих при передаче данных внутри ИСУЭ.

Все технические средства ИСУЭ являются обслуживаемыми восстанавливаемыми изделиями, рассчитанными на непрерывный режим работы.

15.2. Безопасность ИСУЭ определяется следующими характеристиками с точки зрения доступа, управления и целостности данных:

аутентификация различных субъектов и объектов;

возможность управления правами доступа к любому из своих компонентов;

обеспечение целостности и сохранности передаваемых данных;

обеспечение конфиденциальности хранимых данных;

наличие механизмов защиты от несанкционированного доступа;

наличие механизма анти-повтора для обеспечения безопасности при повторной передаче уже зарегистрированных данных;

возможность шифрования передаваемых данных;

ограничение физического доступа к компонентам ИСУЭ;

наличие механизмов мониторинга состояния ИСУЭ, обнаружения проблемных ситуаций и частичного автоматического реагирования на них;

обеспечение протоколирования всех запросов на получение доступа к компонентам ИСУЭ.

16. Параметры защиты информации от несанкционированного доступа ИСУЭ

16.1. На уровне объектов ИСУЭ защита информации от несанкционированного доступа осуществляется на аппаратном и программном уровнях.

16.2. На аппаратном уровне защита информации осуществляется путем опломбирования или маркирования:

клеммных зажимов, обеспечивающих безопасное закорачивание цепей тока и безопасное отключение цепей напряжения; клеммников ИПУЭ; разъемов УСПД либо концентраторов; разъемов функциональных модулей в ИВКЭ;

дверей шкафов учета и коммуникационных шкафов (в случае, если их наличие было предусмотрено на этапе проектирования ИСУЭ).

16.3. На программном уровне защита информации осуществляется путем: регистрации в памяти ИПУЭ всех событий с изменениями параметров настройки, коррекции данных и времени;

регистрации в памяти контроллеров уровня ИВКЭ всех событий с изменениями параметров настройки, коррекции данных и времени;

регистрации на уровне ИВК всех событий с изменениями параметров настройки, коррекции данных и системного времени;

разграничение полномочий пользователей различных уровней.

16.4. Рекомендуется предусматривать методы защиты информации и реализующие их программно-технические средства, которые не приводят к снижению функциональных возможностей ИСУЭ, не вносят принципиальных ограничений по производительности и времени реакции.

16.5. Возможность параметрирования ИВКЭ при непосредственном доступе к УСПД или концентратору рекомендуется предоставлять только при снятии механической пломбы и вводе пароля, при этом рекомендуется обеспечить автоматическую фиксацию соответствующего события с указанием даты и времени в журнале событий ИВКЭ.

17. Сохранность информации в ИСУЭ при авариях

17.1. Рекомендуется проектировать ИСУЭ таким образом, чтобы обеспечивалась сохранность информации при авариях, в том числе потерях питания, отказах (потерях работоспособности) программно-технических средств, каналов связи и других нештатных ситуациях.

17.2. Все оборудование ИСУЭ рекомендуется подключать по схеме электропитания, позволяющей сохранить работоспособность при кратковременных перерывах электропитания и перепадах напряжения. Рекомендуется предусмотреть наличие процедуры блокирования передачи ложной информации при авариях.

17.3. Рекомендуется предусматривать возможность восстановления требуемого объема информации на всех уровнях ИСУЭ после восстановления электропитания.

17.4. Защиту от потери информации в ИСУЭ при авариях рекомендуется обеспечивать следующими мероприятиями:

при потере основного питания - путем применения источников бесперебойного питания, а также устройств автоматического включения резерва;

при программно-аппаратных сбоях - путем регламентного перезапуска компонентов системы.

17.5. В ИВК рекомендуется предусмотреть функцию перезапуска программ компонентов ИСУЭ.

18. Параметры защиты ИСУЭ от влияния внешних воздействий и электромагнитной совместимости компонентов

18.1. Рекомендуется обеспечивать соответствие технических средств ИСУЭ нормам индустриальных помех для оборудования класса А.

18.2. ИПУЭ размещается в закрытых помещениях. В случае размещения ИПУЭ в неотапливаемых помещениях (шкафы наружной установки, коридоры и пр.) рекомендуется предусмотреть меры по приведению климатических условий в соответствие с эксплуатационными характеристиками ИПУЭ (утепление, внутренний обогрев шкафов и пр.).

18.3. В ИСУЭ рекомендуется применять концентраторы или УСПД, соответствующие типовым требованиям, в том числе по устойчивости к климатическим и механическим воздействиям в рабочих условиях согласно группе 4 ГОСТ 22261-94, а также требованиям по устойчивости к воздействию внешнего магнитного поля с частотой 501 Гц напряженностью до 400А/м.

18.4. Для обеспечения нормального функционирования в окружающей электромагнитной обстановке рекомендуется обеспечить соответствие всех компонентов ИСУЭ нормам по помехоустойчивости, предусмотренным ГОСТ Р 51317.4.3-2006.

Приложение N 1
к Методическим рекомендациям
по техническим характеристикам систем и приборов
учета электрической энергии на основе технологий
интеллектуального учета

Рекомендуемые классы точности компонентов ИСУЭ

Объект измерений	Классы точности, не ниже, для:
	ИПУЭ активной энергии	ИПУЭ реактивной энергии	Трансформатор тока (ТТ)	Трансформатор напряжения (TH)
Объекты сетевых предприятий
Линии электропередачи и вводы 6 - 10 кВ с присоединенной мощностью 5 МВт и более	0,5S	1,0	0,5S	0,5
Объекты потребителей электрической энергии
Потребители мощностью 100 МВт и более	0,2S *	0,5 (1,0)	0,2S *	0,2 *
Потребители мощностью >750 кВА (до 100 МВА)	0,5S	1,0	0,5S *	0,5
Потребители мощностью <750 кВА при присоединении:
- к сетям 110 кВ и выше	0,5S	1,0	0,5S *	0,5
- к сетям 6 - 35 кВ	0,5S *	1,0	0,5S *	0,5
- к сетям 0,4 кВ с присоединенной мощностью >150 кВ-А	1,0 *	2,0	0,5	-
к сетям 0,4 кВ<150 кВА	1,0 *	-	0,5	-
Потребители-граждане	2,0	-	0,5	-
* - при новом строительстве или модернизации.

Примечание: в таблице 2 приведены требования к классам точности компонентов ИИК, для повышения точности измерений допускается применение компонентов ИИК с классом точности выше приведенных значений. С целью соблюдения необходимой чувствительности ИИК при работе ТТ в области малых нагрузок (в случае когда по условиям электродинамической и термической стойкости используется ТТ с завышенным коэффициентом трансформации), допускается применение компонентов ИИК, у которых метрологические характеристики нормированы, для значений первичного тока от 1% номинального значения (с буквенным идентификатором "S").

Приложение N 2
к Методическим рекомендациям
по техническим характеристикам систем и приборов
учета электрической энергии на основе технологий
интеллектуального учета

Рекомендуемые параметры хранения информации ИПУЭ

N	Наименование функции	Показатель
1	формирование профиля нагрузки с программируемым временем интегрирования	от 1 до 60 минут для активной мощности
2	хранение профиля нагрузки с 30-ти минутным интервалом	на глубину не менее 93 суток
3	данные по активной и реактивной электрической энергии с нарастающим итогом за прошедший месяц, в том числе в прямом и обратном направлениях, запрограммированных параметров	3 года
4	глубина хранения суточных значений получасовых интервалов активной и реактивной мощности	93 суток
5	число тарифов	не менее 4
6	ведение "журнала событий" с привязкой ко времени	не менее 1000 записей

Приложение N 3
к Методическим рекомендациям
по техническим характеристикам систем и приборов
учета электрической энергии на основе технологий
интеллектуального учета

Рекомендуемые дифференцированные параметры к ИПУЭ

Параметр	Однофазный ИПУЭ	Трехфазный ИПУЭ прямого включения	Трехфазный ИПУЭ трансформаторного включения
Рабочие напряжения	230В	Зх230/400В	Зх57,7/100В (Зх230/400В) универсального включения
Рабочие токи	5(60)А 10(100)А	5 А 10 А 100 А	1 А 5 А
Резервное питание	-	12-220В	12-220В
Встроенное реле	60А	опция	опция
Дискретный вход	-	2 изолированных с внутренним питанием 24В	2 изолированных с внутренним питанием 24В
Дискретный выход	-	2 изолированных с внутренним питанием 24В	2 изолированных с внутренним питанием 24В
Схемы включения	Двухпроводная	Трехпроводная четырехпроводная	Трехпроводная четырехпроводная
Потребляемая мощность - параллельные цепи - последовательные цепи - встроенные модули связи	- не более 1,5 Вт (4ВА) - не более 0,3 ВА - не более 3 Вт	- не более 6 Вт (8 ВА) - не более 0,9 ВА - не более 3 Вт	- не более 6 Вт (8 ВА) - не более 0,9 ВА - не более 3 Вт
Измерение качества электроэнергии	действующее значение напряжения; частота	действующее значение напряжения; частота	действующее значение напряжения; частота; длительность провала напряжения; глубина провала напряжения длительность перенапряжения
Измеряемые и рассчитываемые в режиме реального времени параметры	фазное напряжение; фазный ток; активная мощность; полная мощность; коэффициент мощности; ток в нулевом проводе; частота сети	напряжение по каждой фазе; ток по каждой фазе; активная мощность, суммарная и по каждой фазе; реактивная мощность, суммарная и по каждой фазе; полная мощность, суммарная и по каждой фазе; коэффициент мощности суммарно и по каждой фазе; частота сети	напряжение по каждой фазе; ток по каждой фазе; активная мощность, суммарная и по каждой фазе; реактивная мощность, суммарная и по каждой фазе; полная мощность, суммарная и по каждой фазе; коэффициент мощности суммарно и по каждой фазе; частота сети
Гальванически развязанные интерфейсы связи	-	Один	Два
внутреннее питание цепей интерфейса	для использования в составе системы дистанционного сбора данных

Приложение N 4
к Методическим рекомендациям
по техническим характеристикам систем и приборов
учета электрической энергии на основе технологий
интеллектуального учета

Рекомендуемое ранжирование каналов связи по приоритетности использования

ГАРАНТ:

Текст в таблице приводится в соответствии с источником

Объект учета	Каналы связи
	ИИК-ИВКЭ(ИВК)					ИВКЭ-ИВК
	RS-485	PLC	Ether-Net	Радиоканал *	GSM/ GPRS	Радиоканал *	GSM /GPRS	Спутниковая связь	EtherNet	Коммутируемые каналы
ПС ПО, 35 кВ	2	-	1	3	4	2	4	5	1	3
ТП 6, Ю кВ	2	3	1	4	5	1	2	-	-	-
Многоквартирный жилой дом	3	1	2	4	5	3	2	-	1	4
Частные домовладения	-	1	2	3	4	1	2	-	4	3

______________________________

* в понятие "радиоканал" включаются нелицензируемый диапазон радиочастот и его разновидности ZigBee, BlueTooth, Mesh и пр.