Российские законы

Решение РЭК Свердловской области от 15.03.2001 N 70 “Об утверждении “Временного порядка создания коммерческих автоматизированных систем контроля и учета электрической энергии и мощности (АСКУЭ) на предприятиях-потребителях электрической энергии на территории Свердловской области“

Утратил силу с 15 февраля 2004 года в связи с изданием Постановления РЭК Свердловской области от 11.02.2004 N 17-ПК.

РЕГИОНАЛЬНАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ КОМИССИЯ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

РЕШЕНИЕ

от 15 марта 2001 г. N 70

ОБ УТВЕРЖДЕНИИ “ВРЕМЕННОГО ПОРЯДКА СОЗДАНИЯ

КОММЕРЧЕСКИХ АВТОМАТИЗИРОВАННЫХ СИСТЕМ КОНТРОЛЯ И УЧЕТА

ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ (АСКУЭ)

НА ПРЕДПРИЯТИЯХ - ПОТРЕБИТЕЛЯХ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ

НА ТЕРРИТОРИИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ“

В соответствии с Федеральным законом от 03.04.96 N 28-ФЗ “Об энергосбережении“, во исполнение указов Губернатора Свердловской области от 31.01.96 N 18 “О первоочередных мерах по реализации политики энергосбережения в Свердловской области“ и от 26.01.98 N 27 “О реализации областной государственной политики энергосбережения в Свердловской области“, учитывая важность широкого внедрения автоматизированных систем контроля
и учета электрической энергии (АСКУЭ) для решения проблем энергосбережения и снижения сверхнормативных потерь при передаче и распределении электрической энергии, региональная энергетическая комиссия решила:

1. Утвердить и ввести в действие с 1 апреля 2001 года “Временный порядок создания коммерческих автоматизированных систем контроля и учета электрической энергии и мощности (АСКУЭ) на предприятиях - потребителях электрической энергии на территории Свердловской области“ (прилагается).

Председатель

региональной энергетической комиссии

Н.И.ДАНИЛОВ

Утвержден

Решением региональной

энергетической комиссии

от 15 марта 2001 г. N 70

ВРЕМЕННЫЙ ПОРЯДОК

СОЗДАНИЯ КОММЕРЧЕСКИХ АВТОМАТИЗИРОВАННЫХ СИСТЕМ

КОНТРОЛЯ И УЧЕТА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ

(АСКУЭ) НА ПРЕДПРИЯТИЯХ - ПОТРЕБИТЕЛЯХ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ

ЭНЕРГИИ НА ТЕРРИТОРИИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Настоящий “Временный порядок“ разработан с целью определения требований, подлежащих выполнению при создании автоматизированных систем учета и контроля электрической энергии и мощности предприятий - потребителей электрической энергии (далее по тексту АСКУЭ), все или часть измерительных каналов которых применяются для получения данных, используемых для производства финансовых расчетов за электропотребление между энергоснабжающими организациями и предприятиями - потребителями электрической энергии.

1.2. Требованиями настоящего документа должны руководствоваться все субъекты, участвующие в создании АСКУЭ предприятий - потребителей электрической энергии на территории Свердловской области вне зависимости от их ведомственной принадлежности и форм собственности.

1.3. Общий контроль за выполнением требований настоящего документа возлагается на Государственное учреждение Управление государственного энергетического надзора по Свердловской области (ГУ “Свердловгосэнергонадзор“).

1.4. Настоящий документ устанавливает:

- требования к коммерческим АСКУЭ;

- состав, порядок разработки и согласования технической, эксплуатационной и организационной документации;

- порядок внедрения и эксплуатации коммерческих АСКУЭ.

2. ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

2.1. Энергоснабжающая организация - коммерческая организация независимо от организационно-правовой формы, осуществляющая продажу потребителям (абонентам) произведенной или купленной электрической энергии.

2.2. Потребитель электрической энергии (абонент) - юридическое лицо (предприятие, организация, территориально обособленный цех
и др.), осуществляющее пользование электрической энергией (мощностью), потребляемой от сетей энергоснабжающей организации.

2.3. Субабонент - потребитель электрической энергии, получающий ее от сетей другого потребителя (основного абонента).

2.4. Договор энергоснабжения - договор между энергоснабжающей организацией и потребителем электрической энергии (между основным абонентом и субабонентом), устанавливающий объемы и порядок поставки электрической энергии (мощности) и порядок проведения финансовых расчетов за поставленную (потребленную) электрическую энергию (мощность).

2.5. Расчетный (коммерческий) учет электрической энергии средствами АСКУЭ - учет, предназначенный для получения данных, используемых при финансовых расчетах за потребленную электрическую энергию и мощность между энергоснабжающей организацией и потребителем электрической энергии.

2.6. Технический (контрольный) учет электрической энергии средствами АСКУЭ - учет, предназначенный для получения данных о расходе электрической энергии внутри предприятия-потребителя для расчета и анализа ее использования в технологических процессах и определения потерь при ее передаче и распределении внутри предприятия, а также для получения оперативных данных о режимах электропотребления.

2.7. АСКУЭ - автоматизированная информационно-измерительная система, предназначенная для контроля и учета электрической энергии и мощности. АСКУЭ, выходные данные которой используются для проведения взаимных финансовых расчетов между энергоснабжающей организацией и потребителем электрической энергии, является коммерческой в части формирования и представления данных, используемых для этих расчетов.

2.8. Пользователи АСКУЭ - должностные лица, имеющие в установленном порядке доступ к данным, формируемым АСКУЭ, и использующие эти данные в своей работе.

2.9. Измерительный комплекс средств учета электрической энергии - совокупность устройств одного присоединения, предназначенных для измерения и учета расхода электрический энергии (измерительные трансформаторы тока и напряжения, счетчики электрической энергии, датчики импульсов, линии связи) и соединенных между собой по установленной схеме.

2.10. Технические средства АСКУЭ - комплекс приборов, аппаратов и каналов связи, обеспечивающих
формирование, обработку, передачу, прием, хранение и представление пользователям информации о потребляемой электрической энергии и мощности.

2.11. Программное обеспечение АСКУЭ - комплекс взаимоувязанных программ, работающих под управлением единой операционной системы и обеспечивающих формирование, обработку, передачу, прием, хранение и представление пользователю информации о потребляемой электрической энергии и мощности.

2.12. Измерительный канал АСКУЭ - совокупность последовательно соединенных технических средств и соответствующего программного обеспечения, выполняющая законченную функцию от восприятия измеряемой величины электрической энергии или мощности по одному присоединению (точке учета) до получения результата измерения в виде числа или соответствующего кода, предназначенного либо для непосредственного восприятия, либо для преобразования в удобную для пользователя форму.

2.13. Устройство сбора и передачи данных (УСПД) - устройство сбора информации от счетчиков электрической энергии, обеспечивающее ее первичную обработку, хранение и передачу на верхний уровень АСКУЭ.

3. ИСТОЧНИКИ РАЗРАБОТКИ

При разработке настоящего документа использовались следующие источники:

3.1. Порядок расчетов потребителей (предприятий), внедривших коммерческие АСКУЭ, с энергоснабжающей организацией за потребленную электрическую энергию (мощность), утвержденный Решением Областной энергетической комиссии Свердловской области N 45 от 02.07.99.

3.2. Порядок стимулирования потребителей (предприятий), осуществляющих создание коммерческих АСКУЭ (на период внедрения), утвержденный Решением Областной энергетической комиссии Свердловской области N 45 от 02.07.99.

3.3. Правила учета электрической энергии, 1996 г.

3.4. Правила устройства электроустановок (шестое издание), 1998 г.

3.5. РД 34.09.101-94. Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении.

3.6. РД 155-34.0-11.209-99. Учет электроэнергии и мощности на энергообъектах. Рекомендации. Автоматизированные системы контроля и учета электроэнергии и мощности. Типовая методика выполнения измерений электроэнергии и мощности.

3.7. Типовые технические требования к средствам автоматизации контроля и учета электроэнергии и мощности для АСКУЭ энергосистем. М., РАО “ЕЭС России“, 1994 г.

3.8. Концепция
создания автоматизированной системы контроля и учета электроэнергии в РАО “ЕЭС России“, 1996 г.

3.9. ГОСТ 34.602-89. Техническое задание на создание автоматизированной системы.

3.10. ГОСТ 34.201-89. Виды, комплектность и обозначение документов при создании автоматизированных систем.

3.11. ГОСТ Р МЭК 870-5-1-95. Устройство и системы телемеханики. Часть 5. Протоколы передачи. Раздел 1. Форматы передаваемых кадров.

3.12. РД 34.11.114-98. Учет электрической энергии и мощности на энергообъектах. Автоматизированные системы контроля и учета электроэнергии и мощности. Основные нормируемые метрологические характеристики. Общие требования.

3.13. РД 34.11.321-96. Нормы погрешности измерений технологических параметров тепловых электростанций и подстанций.

3.14. МИ 2438-97. Системы измерительные. Метрологическое обеспечение. Общие положения.

3.15. МИ 2439-97. Метрологические характеристики измерительных систем. Номенклатура. Принципы регламентации, определения, контроля.

3.16. МИ 2440-97. Методы экспериментального определения и контроля характеристик погрешности измерительных каналов измерительных систем и измерительных комплексов.

3.17. МИ 2441-97. Испытания для целей утверждения типа измерительных систем. Общие требования.

3.18. МИ 2667-2000. Обеспечение эффективности измерений при управлении технологическими процессами. Метрологическая экспертиза технической документации.

3.19. Письмо ИДУ ЕЭС России от 12.12.97 N 277/3-914. Об организации работ по внедрению и приемке в эксплуатацию АСКУЭ на ФОРЭМ.

4. НАЗНАЧЕНИЕ

4.1. Основной целью создания АСКУЭ предприятий - потребителей электрической энергии является повышение точности и достоверности учета, обеспечение оперативности поступления данных по учету и решение на этой основе вопросов повышения эффективности и рационального использования электроэнергии, а также создание условий для автоматизации финансовых взаимоотношений между энергоснабжающими организациями и потребителями электрической энергии (в том числе и по сложным тарифам).

4.2. АСКУЭ предприятий-потребителей могут использоваться для выполнения функций как коммерческого, так и технического учета электрической энергии и, кроме данных, используемых для производства финансовых расчетов, формировать данные, необходимые для оперативного контроля и анализа режимов
электропотребления внутри предприятия.

5. ТРЕБОВАНИЯ К КОММЕРЧЕСКИМ АСКУЭ

5.1. Общие требования.

5.1.1. АСКУЭ предприятий-потребителей должны создаваться на базе современных технических и программных средств, а также новых информационных технологий сбора, обработки и передачи информации.

5.1.2. Создание АСКУЭ предприятия-потребителя должно быть по возможности взаимосвязано с созданием и развитием АСКУЭ энергоснабжающей организации.

5.1.3. Исходной информацией для коммерческой АСКУЭ (или коммерческой части АСКУЭ) предприятия-потребителя должны служить данные, получаемые от расчетных счетчиков электрической энергии в число - импульсном или цифровом виде (приоритетным является применение электросчетчиков с цифровым выходом, как более точных). Перечень точек установки расчетных счетчиков определяется договором энергоснабжения между энергоснабжающей организацией и потребителем электроэнергии.

На основе первичной информации коммерческая АСКУЭ должна обеспечивать вычисление, хранение и документирование:

- значений величин электроэнергии, израсходованной за расчетный период:

а) суммарно основным абонентом и всеми субабонентами;

б) основным абонентом;

в) каждым субабонентом;

- максимальных значений усредненной получасовой мощности в интервалах часов максимумов энергосистемы за расчетный период, исключая выходные и праздничные дни, потребленной;

а) суммарно основным абонентом и всеми субабонентами;

б) основным абонентом;

в) каждым субабонентом, рассчитывающимся по двухставочному тарифу.

5.1.4. АСКУЭ предприятия-потребителя должна, как правило, являться локальной системой, обеспечивающей автоматизированный сбор и обработку информации о потребляемой электрической энергии (мощности) и формирование на основе этой информации базы данных о фактических режимах электропотребления с привязкой этих данных к реальному времени.

Структура АСКУЭ должна определяться схемой электроснабжения предприятия, составом технических средств и содержанием входной контролируемой информации по подстанциям и распределительным пунктам предприятия, внутренним потребителям предприятия и субабонентам.

5.1.5. При создании коммерческих АСКУЭ (или коммерческих частей АСКУЭ) предприятий-потребителей должны использоваться технические и программные средства и их комплексы, типы которых утверждены Госстандартом России и включены в Государственный реестр средств измерений. При
отсутствии сертификата об утверждении типа средств измерений на примененный для построения коммерческой АСКУЭ комплекс технических средств и программных компонентов в целом, такая АСКУЭ должна пройти испытания с целью утверждения типа средств измерений по утвержденной Госстандартом программе и методике.

5.1.6. По виду организации АСКУЭ предприятия-потребителя должна представлять собой, как правило, иерархическую трехуровневую систему, в которой:

- объектами нижнего уровня являются счетчики электрической энергии измерительных комплексов средств учета электроэнергии объекта, оснащенные преобразователями измеряемой энергии в пропорциональное количество выходных импульсов или цифровой код для передачи данных об измеряемой электроэнергии на устройства сбора и передачи данных (УСПД) или верхний уровень АСКУЭ;

- объектами среднего уровня являются аттестованные УСПД, осуществляющие прием данных от электросчетчиков, предварительную обработку и хранение данных и передачу их но верхний уровень АСКУЭ;

- объектами верхнего уровня являются центральное вычислительное устройство (ЦВУ) и компьютер - сервер базы данных АСКУЭ, хранящий результаты измерений, а также автоматизированные рабочие места (АРМ) пользователей АСКУЭ, объединенные в локальную вычислительную сеть.

В необходимых случаях рекомендуется включать в состав АСКУЭ технические средства, обеспечивающие измерение и регистрацию показателей качества электрической энергии по соответствующим присоединениям, значения которых могут учитываться как при производстве финансовых расчетов между энергоснабжающей организацией и потребителем, так и при оценке результирующей погрешности измерительных каналов АСКУЭ.

Измерительные трансформаторы тока и напряжения, входящие в состав измерительных комплексов электроэнергии объекта, не входят в состав измерительных каналов АСКУЭ. Вносимый этими трансформаторами вклад в погрешность результата измерений учитывается расчетным способом в соответствии с РД 34.09.101-94 и РД 153-34.0-11.209-99.

5.1.7. При использовании в составе АСКУЭ электросчетчиков, выполняющих функции накопления и хранения первичной учетной информации, из состава АСКУЭ может быть исключен средний
уровень.

5.1.8. Обмен данными между уровнями АСКУЭ должен осуществляться по каналам связи, в качестве которых могут использоваться:

- выделенные физические линии;

- коммутируемые каналы АТС;

- высокочастотные каналы связи по линиям электропередач;

- УКВ радиоканалы;

- оптоволоконные каналы связи.

5.1.9. В состав АСКУЭ предприятия-потребителя может быть на верхнем уровне включена локальная вычислительная сеть (ЛВС), обеспечивающая обмен данными между сервером базы данных и автоматизированными рабочими местами (АРМ) пользователей АСКУЭ.

5.1.10. В составе АСКУЭ предприятий-потребителей должно быть обеспечено выполнение следующих функций:

- формирование (в реальном масштабе времени) первичной информации по отдельным измерительным каналам, снимаемой с телеметрических число - импульсных или цифровых выходов электросчетчиков;

- автоматический сбор и обработку выходных сигналов электросчетчиков на УСПД, накопление и хранение полученной информации с последующей ее передачей на верхний уровень АСКУЭ;

- вычисление параметров режимов электропотребления по отдельным измерительным каналам и группам измерительных каналов (предприятия в целом, его отдельных подразделений и субабонентов);

- формирование и хранение базы данных параметров режимов электропотребления по всем измерительным каналам и группам измерительных каналов;

- вывод информации из базы данных на экран монитора и принтер в виде сводок, ведомостей, графиков и пр. на АРМ всех пользователей АСКУЭ;

- возможность передачи информации из базы данных АСКУЭ в автоматизированные информационные системы более высокого уровня (ПЭС, ОП “Свердловэнергосбыт“ и т.д.);

- защита от несанкционированного вмешательство в работу АСКУЭ на всех уровнях;

- контроль достоверности формируемой и хранимой информации;

- контроль работы АСКУЭ (фиксирование на всех уровнях системы сбоев в работе, нештатных ситуаций и посторонних вмешательств и формирование на базе этой информации протокола работы АСКУЭ с привязкой зафиксированных событий к астрономическому времени).

5.2. Требования к техническим средствам.

5.2.1. В состав комплекса технических средств АСКУЭ предприятия-потребителя
в общем случае должны входить:

- счетчики электроэнергии (активной и реактивной), имеющие телеметрический число - импульсный (при использовании реверсивных счетчиков - раздельно на каждое направление) или цифровой выход;

- устройства сбора, обработки, накопления и хранения первичной информации от электросчетчиков и передачи накопленной информации на верхний уровень АСКУЭ (УСПД);

- аппаратура каналов связи;

- средства обработки, хранения и представления пользователям информации верхнего уровня (как правило, персональные ЭВМ).

5.2.2. Измерительные трансформаторы тока и напряжения измерительных комплексов средств учета электроэнергии объекта, электросчетчики, пункты их установки, длины и сечения проводов и кабелей измерительных цепей должны отвечать требованиям Главы 1.5 “Правил устройства электроустановок“.

5.2.3. В случаях невозможности или нерациональности установки расчетных электросчетчиков, входящих в состав коммерческих АСКУЭ, на границе балансовой принадлежности между энергоснабжающей организацией и потребителем (на стороне энергоснабжающей организации) допускается их установка на стороне потребителя (на понизительной подстанции, в распределительном пункте). При этом в АСКУЭ должны учитываться взаимосогласованные энергоснабжающей организацией и потребителем и учтенные договором энергоснабжения расчетные значения величины потерь электроэнергии при ее передаче от энергоснабжающей организации к потребителю.

5.2.4. Периодичность и объем поверки технических средств коммерческих АСКУЭ должны соответствовать требованиям действующих нормативно-технических документов и документации на конкретные технические средства и комплексы.

5.2.5. Поверенные технические средства должны быть опломбированы органами Госстандарта и энергоснабжающей организацией.

5.2.6. Нарушение пломб на технических средствах коммерческой АСКУЭ лишает законной силы учет, осуществляемый АСКУЭ по данному измерительному каналу (или группе измерительных каналов), в котором участвуют эти технические средства.

5.2.7. В целях привязки поступающей от электросчетчиков информации к астрономическому времени, УСПД должны быть оснащены внутренней системой точного астрономического времени (внутренним таймером) с возможностью его коррекции с центрального устройства верхнего уровня АСКУЭ.

5.2.8.
Для предотвращения потери учетной информации при возникновении неисправности канала связи с верхним уровнем АСКУЭ УСПД должны обеспечивать ее накопление и хранение:

- в течение не менее 5 суток - при установке на энергообъектах с круглосуточным дежурством;

- в течение не менее 15 суток - на энергообъектах без постоянного дежурного персонала.

5.2.9. Для предотвращения потери учетной информации при исчезновении питающего напряжения УСПД должны обеспечивать сохранность накопленной информации, параметров настройки и работу внутреннего таймера:

- в течение не менее 5 суток - при установке на энергообъектах с круглосуточным дежурством;

- в течение не менее 15 суток на энергообъектах без постоянного дежурного персонала.

5.3. Требования к программному обеспечению.

Программное обеспечение верхнего уровня АСКУЭ должно обеспечивать выполнение следующих основных функций:

5.3.1. Ввод, запоминание и хранение параметров настройки АСКУЭ (заданных значений параметров измерительных каналов и их соответствия конкретным точкам учета, описание групп измерительных каналов, описание используемых каналов связи и частоты опроса УСПД, заданных значений временных интервалов для вычисления средних значений мощности, заданных паролей доступа к информации и параметрам настройки и т.д.).

5.3.2. Автоматическое получение учетной информации от УСПД и формирование на ее основе базы данных о режимах электропотребления.

5.3.3. Взаимодействие АРМ пользователей с сервером базы данных по ЛВС.

5.3.4. Формирование и представление пользователям АСКУЭ информации о режимах электропотребления (в виде сводок, таблиц, графиков и т.д.) по заранее составленным формам.

5.3.5. Обеспечение, в установленном порядке, доступа к базе данных о режимах электропотребления со стороны автоматизированных информационных систем более высокого уровня.

5.4. Требования к метрологическому обеспечению.

5.4.1. Метрологическое обеспечение АСКУЭ должно осуществляться в соответствии с требованиями действующих нормативных документов Госстандарта РФ.

5.4.2. Метрологические характеристики измерительных каналов.

5.4.2.1. Номенклатура метрологических характеристик измерительных каналов АСКУЭ должна соответствовать требованиям МИ 2439-97 и РД 34.11.114-98 и обеспечивать расчет суммарной погрешности измерения электрической энергии и мощности каждого измерительного канала АСКУЭ на основе информации о погрешностях, вносимых средствами измерений, входящими в этот канал, с учетом значений влияющих величин (в том числе и показателей качества электрической энергии).

5.4.2.2. Классы точности счетчиков электрической энергии АСКУЭ, а также значения потерь напряжения в линиях присоединения счетчиков при условии включения всех устройств защиты и измерительных приборов должны соответствовать требованиям ПУЭ, РД 34.391-96 и должны быть не хуже значений, приведенных в п. 2.4 РД 153.340-11.209-99.

5.4.2.3. Предел допускаемого значения относительной погрешности передачи данных от датчиков импульсов счетчиков электрической энергии до УСПД должен быть не более +/- 0,1% при времени измерения не менее 4-х часов.

5.4.2.4. Предел допускаемого значения относительной погрешности перевода числа импульсов, получаемых от датчиков, в именованные величины должен быть не более +/- 0,05%.

5.4.2.5. Предел допускаемого значения относительной погрешности накопления информации в течение суток должен быть не более +/- 0,1%.

5.4.2.6. Абсолютная погрешность текущего времени, вырабатываемого любым техническим средством АСКУЭ, должна быть не более +/- 5 сек. в сутки при коррекции не чаще одного раза в сутки.

5.4.2.7. Классы точности измерительных трансформаторов из состава измерительных комплексов учета электроэнергии объекта, а также характеристики нагрузки этих трансформаторов, должны соответствовать требованиям ПУЭ и быть не хуже приведенных в РД 153-34.0-11.209-99.

5.4.3. Экспертиза технической документации.

Техническое задание и, в необходимых случаях, техническая документация на АСКУЭ должны пройти метрологическую экспертизу в соответствии с МИ 2267-2000 для исключения возможных ошибок.

5.4.4. Сертификация технических средств АСКУЭ.

Средства измерений, входящие в состав АСКУЭ (счетчики электрической энергии, УСПД), и сама АСКУЭ в комплекте с входящим в ее состав специализированным программным обеспечением должны быть сертифицированы в соответствии с ПР 50.2.009-94 и внесены в Государственный реестр средств измерений.

Стандартное программное обеспечение, входящее в состав АСКУЭ, должно иметь лицензию производителя.

5.4.5. Каждое из средств измерений, входящих в состав АСКУЭ, а также сама АСКУЭ в целом должны пройти поверку в соответствии с утвержденной в установленном порядке методикой и иметь действующее свидетельство о поверке или оттиск доверительного клейма.

5.4.6. При поверке АСКУЭ в перечень измерительных каналов АСКУЭ, подлежащих поверке, включают все каналы, которые обеспечивают получение коммерческой информации. Рекомендуется также включать по выбору потребителя в перечень подлежащих поверке каналов до 10% измерительных каналов, обеспечивающих технический учет электроэнергии.

5.5. Требования к каналам передачи цифровой измерительной информации.

5.5.1. Требования к структуре и видом каналов связи цифровой измерительной информации, техническим и программным средствам обеспечения телекоммуникаций в АСКУЭ должны соответствовать требованиям п. 2 “Типовых технических требований к средствам автоматизации контроля и учета электроэнергии и мощности для АСКУЭ энергосистем РАО “ЕЭС России“.

5.5.2. Аппаратура каналов передачи цифровой измерительной информации должна поддерживать обмен информацией в АСКУЭ с использованием российских и международных стандартных интерфейсов: стык C2 (ГОСТ 18145-81), RS-232 (стандарт ITU-T V24/28), RS-485 (стандарт EIA-485), Hayes-совместимые телефонные модемы (стандарты ITU-TV.21, V.22, V.22bis, V.32, V.32bis) и т.п.

5.5.3. Показатели достоверности передачи измерительной информации в каналах АСКУЭ должны быть определены в эксплуатационной документации на систему и быть не хуже показателей класса достоверности II по ГОСТ Р МЭК 870-5-1-95. Соответствие фактических значений показателей достоверности передачи измерительной информации нормативным требованиям должно проверяться при поверке системы и периодически контролироваться в процессе эксплуатации АСКУЭ.

5.6. Требования к надежности.

5.6.1. Надежность АСКУЭ определяется надежностью всех ее компонентов, то есть надежностью всех технических и программных средств, входящих в ее состав.

5.6.2. Условия эксплуатации всех компонентов АСКУЭ (температура и относительная влажность окружающей среды, запыленность, уровень вибраций и т.д.) должны соответствовать требованиям заводской документации на соответствующие изделия.

5.6.3. Основные требования к надежности технических средств АСКУЭ:

- время наработки на отказ - не менее 10000 часов;

- срок службы - не менее 10 лет.

5.6.4. Все технические средства АСКУЭ должны сохранять работоспособность при нормальном и установившемся послеаварийном режиме работы электрической сети. При этом должна обеспечиваться их работа с погрешностями, не превышающими предельные, установленные заводскими техническими условиями.

5.6.5. Все технические средства АСКУЭ должны быть защищены от несанкционированного вмешательства в их работу.

5.6.6. Электропитание технических средств, эксплуатируемых в составе коммерческих АСКУЭ или коммерческих частей АСКУЭ (УСПД, сервер базы данных, каналообразующая аппаратура и т.д.), должно осуществляться от двух независимых источников. При отсутствии 2-х независимых источников электропитание должно осуществляться с применением устройств бесперебойного питания.

5.6.7. В схеме электроснабжения персональных компьютеров (ПК) верхнего уровня АСКУЭ (АРМ пользователей) должна предусматриваться установка устройств бесперебойного питания, обеспечивающих корректное прекращение работы ПК при внезапных исчезновениях напряжения в основной сети.

5.6.8. Для предупреждения несанкционированного доступа к редактированию параметров настройки и данных АСКУЭ для каждого пользователя должен быть установлен разрешенный уровень доступа к информации, определяемый соответствующим кодом или паролем.

5.6.9. Все каналы передачи измерительной информации, которая может быть использована при формировании данных для коммерческих расчетов, должны быть опломбированы в точках, где возможно несанкционированное воздействие на результаты измерений. Точки пломбирования устанавливает энергоснабжающая организация.

5.6.10. Во избежание полной утраты контрольно-учетной информации, должно осуществляться регулярное (ежесуточное) копирование информации из базы данных АСКУЭ на резервный логический диск.

5.6.11. Электротехнические изделия, входящие в состав АСКУЭ, должны удовлетворять требованиям безопасности в соответствии с ГОСТ 12.2.007.0-75, ГОСТ 12.2.007.3-75, требованиям “Правил эксплуатации электроустановок потребителей“ и “Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей“, а средства измерения электрических величин - требованиям ГОСТ 22261-94.

5.6.12. Внешние элементы технических средств АСКУЭ, находящиеся под напряжением, должны иметь защиту от случайного прикосновения, а сами технические средства - зануление или защитное заземление в соответствии с ГОСТ 12.1.030-81 и “Правилами устройства электроустановок потребителей“.

5.7. Требования к достоверности информации.

5.7.1. Методы и средства контроля достоверности учетной информации, формируемой коммерческой АСКУЭ, определяются при составлении “Технических требований“ на ее создание.

5.8. Представление данных коммерческих АСКУЭ энергоснабжающей организации.

5.8.1. Порядок представления данных коммерческой АСКУЭ потребителя энергоснабжающей организации определяется условиями договора энергоснабжения с каждым конкретным предприятием-потребителем.

5.8.2. Объемы и периодичность представляемой предприятием-потребителем информации в каждом конкретном случае определяется в “Техническом задании“ на проектирование системы. При этом должны быть определены функции АСКУЭ, обеспечивающие защиту представляемых коммерческих данных, и функции, позволяющие осуществлять прямой доступ к базе данных коммерческой АСКУЭ, со стороны энергоснабжающей организации для контроля достоверности представляемых отчетных данных, а также для контроля работоспособности комплекса технических средств системы.

5.8.3. Разработчик АСКУЭ на стадии составления “Технического задания“ должен обеспечить функциональные возможности выбираемых аппаратных и программных средств по защите коммерческой информации в базе данных АСКУЭ и программных средств для формирования отчетных документов, а также наличие в АСКУЭ функций контроля и диагностики комплекса технических средств.

5.8.4. При согласовании “Технического задания“ на АСКУЭ должны быть определены и согласованы следующие организационные и технические мероприятия по представлению данных коммерческой АСКУЭ энергоснабжающей организации:

- содержание и способ передачи ежемесячного отчета о расходе электроэнергии и по контролю мощности;

- необходимость, содержание и способ передачи данных за прошедшие сутки или неделю;

- средства и периодичность оперативного контроля режимов электропотребления предприятия;

- программные и аппаратные средства доступа энергоснабжающей организации к базе данных АСКУЭ предприятия-потребителя;

- право доступа к измерительным данным в базе данных АСКУЭ, предоставляемые потребителем энергоснабжающей организации.

5.9. Требования к развитию АСКУЭ, создаваемые на предприятиях - потребителях электрической энергии, должны предусматривать возможность:

5.9.1. Увеличения (относительно предусмотренного рабочей документацией) количества измерительных каналов и групп измерительных каналов в пределах прогнозируемой потребности потребителя.

5.9.2. Совмещения коммерческого и технического учета электрической энергии (мощности).

5.9.3. Совмещения в рамках одной системы (одного программного обеспечения) учета электрической энергии с учетом тепловой энергии и прочих энергоносителей (пара, газа, воды, сжатого воздуха и т.д.);

5.9.4. Включения в состав АСКУЭ средств контроля показателей качества электрической энергии.

5.9.5. Ввода в состав АСКУЭ дополнительных (не предусмотренных рабочей документацией) АРМ пользователей.

5.9.6. Адаптации АСКУЭ к изменениям в схеме энергоснабжения, предприятия.

6. ПОРЯДОК РАЗРАБОТКИ И СОГЛАСОВАНИЯ ДОКУМЕНТАЦИИ

6.“. Координатором работ по созданию АСКУЭ является администрация предприятия-потребителя. АСКУЭ создается на основании приказа по предприятию, который должен определять:

- должностное лицо предприятия-потребителя, ответственное за создание АСКУЭ;

- службы предприятия-потребителя, участвующие в создании и эксплуатации АСКУЭ;

- пользователей АСКУЭ;

- предприятия-подрядчики, участвующие в создании АСКУЭ на договорной основе;

- план-график проведения работ по созданию АСКУЭ;

- состав и порядок разработки организационной и эксплуатационной документации (Руководства по эксплуатации).

6.2. На создание АСКУЭ должно быть разработано техническое задание (ТЗ) и рабочая документация, определяющие:

- перечень решаемых задач;

- пользователей АСКУЭ;

- выбор точек учета;

- способ контроля достоверности информации, используемой в финансовых расчетах;

- выбор технических средств и мест их размещения;

- организацию каналов связи и передачи информации;

- метрологические характеристики измерительных каналов;

- программное обеспечение;

- формы представления информации и формы выходных документов для всех пользователей;

- порядок взаимодействия с информационными системами более высокого уровня (ПЭС, ОП “Свердловэнергосбыт“, ГУ “Свердловгосэнергонадзор“ и т.д.);

- организационные и технические мероприятия, обеспечивающие внедрение и эксплуатацию АСКУЭ.

Содержание и объем ТЗ и рабочей документации должны соответствовать требованиям ГОСТ 34.602-89) и ГОСТ 34.201-89.

6.3. ТЗ на АСКУЭ предприятия-потребителя создается в соответствии с “Техническими требованиями“ (ТТ), выданными по заявке потребителя энергоснабжающей организацией, которые должны содержать:

- требования к первичным приборам коммерческого учета (измерительным трансформаторам и электросчетчикам) и месту их размещения;

- требования к объемам, периодичности и способу поступления в энергоснабжающую организацию информации (данных АСКУЭ), необходимой для проведения коммерческих расчетов;

- методы и средства контроля достоверности информации коммерческой АСКУЭ потребителя;

- порядок формирования расчетных данных при временном выходе (полном или частичном) коммерческой АСКУЭ из строя с указанием максимального времени ее восстановления;

- порядок доступа к базе данных АСКУЭ со стороны энергоснабжающей организации (если это предусмотрено);

- изменения, которые будут внесены в договор энергоснабжения в связи с созданием коммерческой АСКУЭ на предприятии-потребителе.

Разработка ТТ производится на платной основе в течение одного месяца с момента поступления заявки от потребителя. Срок действия ТТ - 1 год.

6.4. ТЗ и рабочая документация коммерческой АСКУЭ должны выполняться силами специализированной (лицензированной на проведение таких работ) организацией в рамках договора с предприятием-потребителем, согласовываться с энергоснабжающей организацией и утверждаться ответственным лицом предприятия-потребителя.

6.5. Разработка, согласование и утверждение ТЗ на создание коммерческой АСКУЭ производится в порядке, установленном для автоматизированных систем (ГОСТ 34.602-89, Приложение 1).

6.6. ТЗ на создание коммерческой АСКУЭ подлежит экспертизе в органах Госстандарта РФ, аккредитованных по вопросам АСКУЭ, с выдачей заключения, прилагаемого к ТЗ на стадии утверждения.

6.7. Разработка рабочей документации на АСКУЭ производится по согласованному и утвержденному ТЗ.

6.8. При возникновении разногласий между энергоснабжающей организацией и потребителем электроэнергии на стадии согласования техдокументации на АСКУЭ споры могут быть разрешены в третейском суде при ГУ “Свердловгосэнергонадзор“.

6.9. ГУ “Свердловгосэнергонадзор“ осуществляет контроль и надзор за разработкой и внедрением АСКУЭ предприятий-потребителей на территории Свердловской области в пределах предоставленных ему полномочий.

7. ПОРЯДОК ВНЕДРЕНИЯ

7.1. Внедрение АСКУЭ должно проводиться в соответствии с утвержденной рабочей документацией. Любые изменения в рабочей документации, появившиеся в процессе монтажных и наладочных работ и во время опытной эксплуатации, должны быть оформлены соответствующим образом.

7.2. Внедрение АСКУЭ должно состоять из следующих этапов:

- монтаж технических средств АСКУЭ;

- проведение наладочных работ;

- проверка функционирования АСКУЭ в полном объеме (формирование и передача информации по каналам связи, ее обработка и формирование базы данных по режимам электропотребления, представление информации на всех АРМ пользователей и передача коммерческих данных энергоснабжающей организации), проверка достоверности формируемой информации;

- опытная эксплуатация АСКУЭ;

- проведение (при необходимости) испытаний с целью утверждения типа АСКУЭ и первичная поверка измерительных каналов, входящих в состав коммерческой части АСКУЭ;

- приемка АСКУЭ в промышленную эксплуатацию;

- перевод АСКУЭ на коммерческий расчет.

7.4. Монтаж и наладку АСКУЭ рекомендуется проводить силами подрядных организаций, лицензированных на проведение этих работ. В отдельных случаях при наличии на предприятии-потребителе достаточно развитых служб АСУ, КИП, связи и т.д. допускается проводить монтажно-наладочные работы силами предприятия-потребителя.

7.5. До ввода АСКУЭ в опытную эксплуатацию на предприятии должно быть разработано в полном объеме “Руководство по эксплуатации“, определяющее порядок и сроки проведения ремонтных и регламентных работ, ответственные службы, пользователей АСКУЭ и порядок доступа к информации.

7.6. Приемка АСКУЭ в опытную эксплуатацию производится комиссией, состоящей из полномочных представителей предприятия-потребителя, энергоснабжающей организации, ГУ “Свердловгосэнергонадзор“ и представителей подрядных организаций, участвовавших в создании АСКУЭ.

Приемка оформляется актом, который должен подтверждать техническую, метрологическую и организационную готовность АСКУЭ к эксплуатации.

7.7. В опытную эксплуатацию АСКУЭ вводится приказом по предприятию-потребителю, который определяет обязанности и ответственность подразделений и должностных лиц по эксплуатации АСКУЭ и ее отдельных частей.

7.8. В период опытной эксплуатации должны быть устранены все выявленные недостатки.

7.9. При положительных результатах опытной эксплуатации издается приказ по предприятию-потребителю о порядке ввода АСКУЭ в промышленную (постоянную) эксплуатацию.

7.10. Проведение (при необходимости) испытаний с целью утверждения типа АСКУЭ и поверка измерительных каналов коммерческой части АСКУЭ должны проводиться органами Госстандарта, имеющими соответствующие полномочия.

7.11. Допускается поэтапный ввод АСКУЭ в промышленную эксплуатацию с учетом возможности временной работы ее отдельных частей в локальном режиме, однако к приемке в промышленную эксплуатацию допускаются только такие очереди коммерческих АСКУЭ, которые обеспечивают выполнение требований п. 6.2 настоящего документа.

7.12. Копии приказов о создании и вводе в эксплуатацию АСКУЭ должны представляться в ГУ “Свердловгосэнергонадзор“, как организации - координатору внедрения АСКУЭ на предприятиях-потребителях электроэнергии на территории Свердловской области.

7.13. Перевод АСКУЭ на коммерческий расчет производится после ее ввода в постоянную эксплуатацию в следующем порядке:

7.13.1. Предприятие-потребитель представляет энергоснабжающей организации отчеты по электропотреблению за последние три месяца эксплуатации АСКУЭ в заранее согласованной форме, ТЗ на создание АСКУЭ, формуляр и “Руководство по эксплуатации“, по одному экземпляру каждого документа.

7.13.2. При положительных результатах эксплуатации и наличии свидетельства о поверке АСКУЭ энергоснабжающая организация направляет на предприятие-потребитель свой персонал для проверки пригодности использования АСКУЭ для коммерческих расчетов. Персонал энергоснабжающей организации производит проверку функционирования АСКУЭ в объеме тех функций, которые определены в ТЗ, проверяет состав эксплуатационной документации, проверяет и регистрирует наличие документов по метрологическим испытаниям или первичной поверке измерительных каналов, производит сверку показаний счетчиков и измерительной информации АСКУЭ для проверки декларированных метрологических характеристик. Затем производится пломбирование измерительных цепей коммерческого учета и составляется акт о пригодности или непригодности АСКУЭ для коммерческого учета.

7.13.3. При положительных результатах проверки энергоснабжающая организация переводит АСКУЭ потребителя на коммерческий расчет и вносит изменения в договор энергоснабжения в соответствии с требованиями ранее выданных ТТ.

7.13.4. Все отношения энергоснабжающей организации и потребителя в период эксплуатации АСКУЭ, условия расчетов, требования к составу передаваемых данных определяются в договоре энергоснабжения или в приложениях к нему.

8. ПОРЯДОК ЭКСПЛУАТАЦИИ

8.1. Техническое обслуживание и эксплуатация АСКУЭ должны проводиться обученным и закрепленным приказом по предприятию персоналом в соответствии с утвержденным “Руководством по эксплуатации“, которое должно содержать:

- перечень подразделений предприятия-потребителя и должностных лиц, ответственных за эксплуатацию АСКУЭ;

- состав и порядок проведения ремонтных и регламентных работ;

- список должностных лиц (пользователей), имеющих право санкционированного доступа к информации и порядок доступа;

- порядок документирования информации и взаимодействия с энергоснабжающей организацией при ее сверке;

- порядок подготовки и обеспечения передачи отчетной информации энергоснабжающей организации;

- порядок периодического контроля информации по показаниям счетчиков;

- порядок сверки и корректировки агрономического времени;

- порядок формирования расчетных (коммерческих) данных при временном выходе из строя технических средств АСКУЭ;

- порядок регистрации отказов в работе АСКУЭ (с указанием времени отказа и восстановления);

- другие вопросы, отражающие местные особенности эксплуатации.

8.2. Техническое обслуживание АСКУЭ может производиться персоналом сторонних организаций по договору.

8.3. Обслуживание технических средств АСКУЭ должно проводиться в соответствии с требованиями “Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей“.