Реферат: Методические рекомендации по определению состава работ, применяемых приборов и оборудования при установке приборов учета и регулирования потребления коммунальных ресурсов на объектах социальной сферы и в многоквартирных домах Ярославской области.

УТВЕРЖДЕНО

Решением Совета по энергосбережению

Ярославской области от 03 февраля 2011 года

МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ

по определению состава работ, применяемых приборов и оборудования при установке приборов учета и регулирования потребления коммунальных ресурсов на объектах социальной сферы и в многоквартирных домах Ярославской области.

Настоящие методические рекомендации содержат общие требования по определению состава работ и применяемых типов приборов и оборудования при установке приборов учета и регулирования потребления коммунальных ресурсов на объектах социальной сферы и в многоквартирных домах Ярославской области с учетом требований, установленных техническими регламентами и Методическими рекомендациями по формированию состава работ по капитальному ремонту многоквартирных домов, финансируемых за счет средств, предусмотренных Федеральным законом от 21 июля 2007 года № 185-ФЗ «О Фонде содействия реформированию жилищно-коммунального хозяйства», Сводами Правил, действующими нормами СНиПов и ГОСТов и иными нормативными правовыми актами.

Настоящие методические рекомендации предназначены для применения органами исполнительной власти и местного самоуправления Ярославской области при реализации мероприятий по повышению энергоэффективности в муниципальных образованиях Ярославской области и мероприятий по повышению энергоэффективности в социальной сфере, входящих в состав областной целевой программы «Энергосбережение и повышение энергоэффективности в Ярославской области» на 2008 — 2012 годы и на перспективу до 2015 года, а также региональной адресной программы капитального ремонта многоквартирных домов, в части установки приборов учета при выполнении требований 185-ФЗ и 261-ФЗ.

Для разработки проектно-сметной документации (далее – ПСД) на реконструкцию узла учета электроэнергии, теплового учета и установку приборов учета и регулирования потребления тепловой энергии заказчик работ должен подготовить:

— акты осмотра и проверки состояния (испытания) существующих узлов, приборов учета, инженерных коммуникаций, и иного оборудования;

— технические условия на установку приборов учета и регулирования;

— техническое задание на разработку ПСД.

В целях обеспечения надежности и безопасности работы реконструируемых систем теплоснабжения объектов необходимо учесть ряд общих требований по установке приборов учета тепловой энергии, не зависимо от схемы теплоснабжения (открытая, закрытая).

1. Устройство (реконструкция) теплового узла должна проводиться с установкой приборов учета тепловой энергии и обязательной установкой устройств регулирования.

При этом, согласно пункту 6.1.2. СНиП 41-01-2003 «Отопление, вентиляция и кондиционирование» «теплоснабжение здания следует проектировать, обеспечивая учет расхода теплоты и автоматическое регулирование температуры теплоносителя для внутренних систем теплоснабжения здания по температурному графику в зависимости от изменения температуры наружного воздуха. Системы теплоснабжения без автоматического регулирования допускается проектировать при расчетном расходе теплоты зданием (включая расходы теплоты на отопление, вентиляцию, кондиционирование и горячее водоснабжение) менее 50 кВт.

В зданиях с системами центрального водяного отопления с трубопроводами из полимерных материалов следует предусматривать автоматическое регулирование параметров теплоносителя в ИТП (индивидуальный тепловой пункт) при любом расходе теплоты зданием».

2. Применяемое оборудование должно иметь сертификаты соответствия, согласно «Номенклатуре продукции, в отношении которой законодательными актами Российской Федерации предусмотрена обязательная сертификация». Теплосчетчик должен быть включен в Государственный реестр средств измерения РФ и иметь свидетельство о поверке, как прибор или комплект приборов.

3. В целях обеспечения эффективной работы автоматики, реконструкция индивидуальных тепловых пунктов (далее – ИТП) должна проводиться совместно с наладкой гидравлических режимов внутренних систем отопления.

4. Тепловые пункты и узлы коммерческого учета потребления коммунальных ресурсов должны быть оснащены оборудованием, обеспечивающим возможность передачи данных счетчика на диспетчерский пункт, а так же передачу сигналов о прекращении электропитания приборов, несанкционированном доступе к узлу или попытке фальсификации его показателей.

5. Проектирование и последующий монтаж оборудования должен осуществляться лицензированными проектными и монтажными организациями, в строгом соответствии с требованиями технических условий, выданных энергоснабжающими организациями, нормативных документов и документации производителя оборудования.

6. Монтажной организацией при сдаче ИТП в эксплуатацию должны предоставляться подробные инструкции по эксплуатации и паспорта на приборы учета и регулирования на русском языке. В условиях контракта для Исполнителя должно быть включено обучение персонала заказчика (за счет средств Исполнителя) и возможность получения бесплатных консультаций по возможным неисправностям оборудования.

7. При решении вопроса о применении оборудования тех или иных производителей необходимо учитывать следующее:

— ограничение моделей и типов применяемых приборов и проведение единой технической политики. На объектах социальной сферы Ярославской области в 2008-2009 годах был установлен ряд тепловых счетчиков, производства предприятий Москвы, Санкт-Петербурга и Калуги. По итогам анализа работы и заключения специалистов и эксплуатирующих организаций, определены тепловые счетчики электромагнитного типа и сформирован следующий перечень рекомендуемых производителей оборудования по учету и регулированию тепловой энергии: ЗАО «Взлет» г. Санкт-Петербург, ЗАО «НПФ «Теплоком» г. Санкт-Петербург, ЗАО «Данфосс», ЗАО «НПФ «Логика», ООО «Интелприбор». По учету электрической энергии счетчики типа МТ83х, МТ37х, МЕ37х производства компании «ISKRAEMECO» (Словения), «Нейрон» производства ООО «Систел Автоматизация», Матрица NP51x, NP52x, NP54x и других производителей с аналогичными характеристиками. Конкретные марки оборудования и приборов определяются проектной организацией на основании технических условий, выданных энергоснабжающей организацией.

— при выборе модели приборов учета и регулирования необходимо учитывать их соответствие требованиям энергоснабжающей организации, удобство использования и эффективность программного обеспечения, возможность и стоимость дальнейшего сервисного обслуживания. Основные схемы и стоимость узлов учета и регулирования тепловой энергии и теплоносителя даны в Приложении №1.

8. В состав затрат по модернизации узлов и регулирования коммунальных ресурсов должны быть включены затраты на экспертизу проекта и технический надзор .

Данные работы на территории Ярославской области будут выполняться силами НКО «Фонд «Энергоэффективность», либо иных организаций, при условии проверки их технических и организационных возможностей.

9. Выбор проектной и монтажной организаций, закупка оборудования, заключение государственных и муниципальных контрактов производится в соответствие с Федеральным законом № 94-ФЗ.

10. При выборе оборудования рекомендуется применение оборудования с высокой степенью заводской готовности.

11. С целью типизации применяемых схем, ускорения выполнения проектных работ и снижения затрат на проектирование использовать типовые проекты тепловых пунктов, подготовленные НКО Фонд «Энергоэффективность» (варианты представлены в Приложении №1).

В состав проекта должны входить:

а). Рабочие чертежи в следующем составе:

· Общие данные, пояснительная записка к каждому разделу проекта;

· Принципиальная схема учета;

· Принципиальная тепломеханическая схема теплового пункта с УАКУ (узел автоматизированного коммерческого учета);

· Тепломеханический чертеж ИТП с указанием монтажных размеров и привязок;

· Спецификация на проектируемые приборы, оборудование и арматуру;

· Паспорт ИТП;

· Форма журнала учета тепловой энергии.

б). Смета на реконструкцию теплового пункта в связи с установкой узла автоматизированного коммерческого учета.

При разработке смет на реконструкцию теплового пункта брать за основу коэффициенты и расценки, примененные в типовых сметах, подготовленных НКО Фонд «Энергоэффективность».

Рекомендуемый состав затрат по установке приборов учета и регулирования на объектах социальной сферы и в многоквартирных домах.

№ п/п	Наименование статьи затрат	Обоснование
1	Оплата труда основных рабочих	в соответствии с действующей системой оплаты труда
2	Эксплуатация машин и механизмов	в соответствии со среднерыночной стоимостью
3	Стоимость материалов и других ресурсов, включая энергоресурсы на технологические нужды	в соответствии со среднерыночной стоимостью
4	ИТОГО: прямые затраты	Сумма строк (1+2+3)
5	Накладные (общеэксплуатационные) расходы	По установленному нормативу, или по расчету от оплаты труда основных рабочих (для определения норм накладных расходов в локальных сметах используются методические указания по определению величины накладных расходов в строительстве)
6	Сметная прибыль (внеэксплуатационные) расходы	По установленному нормативу, или по расчету от оплаты труда основных рабочих (Для определения норм сметной прибыли в локальных сметах используются методические указания по определению величины накладных расходов в строительстве)
7	ИТОГО:	Сумма строк (4+5+6)
8	Прочие затраты: — Зимнее удорожание; — Технический надзор; — Проектно-сметные работы; — Затраты на экспертизу.	По установленному в данном регионе нормативу, или по расчету от итога строки 7
9	ИТОГО:	Сумма строк 7 + 8
10	Непредвиденные расходы	2% от итога строки 9
11	ИТОГО:	Сумма строк 9 + 10
12	Налог на добавленную стоимость (НДС)	Установленный норматив от строки 11
13	ВСЕГО по смете:	Сумма строк 11 + 12

12. В отношении электрической энергии при модернизации узлов коммерческого учета электроэнергии необходимо приводить в соответствие весь комплекс учета (измерительные трансформаторы и счетчики) в соответствии с требованиями учета для розничного рынка, а также руководствоваться положениями «Технической политики ОАО „МРСК Центра“, утвержденной приказом ОАО „МРСК Центра“ № 227-ЦА от 16.08.2010 года.

13. В отношении учета воды необходимо учитывать требования к конструкции применяемых приборов учета, связанные с:

— наличием, в том числе, цифрового выхода для дистанционного съема показаний;

— наличием электропитания счетчиков воды, необходимого для обеспечения измерения, запоминания и отображения при соответствующих условиях измерения объема воды, проходящего через измерительный преобразователь;

— способностью после воздействия электромагнитных помех восстанавливать свою работу, сохранять все измерительные функции, обеспечивать восстановление (сохранение) всей измерительной информации, имевшейся непосредственно перед воздействием помехи;

— возможностью измерять обратный поток, вычитая или регистрируя его отдельно, либо препятствуя или не реагируя на его возникновение.

14. Обслуживание и снятие показаний с приборов учета потребления коммунальных услуг должно проводиться независимой специализированной организацией, которая представляет данные потребителям, поставщикам, органам местного самоуправления и иным организациям, имеющим право на получение информации об объемах потребления коммунальных ресурсов на объектах социальной сферы и в многоквартирных домах Ярославской области.

15. В отношении автоматизированной системы сбора данных расхода, потребления энергоресурсов на территории Ярославской области необходимо руководствоваться «техническими требованиями на создание автоматизированной системы сбора данных энергоресурсов Ярославской области». Приложение № 2.

16. До вступления в силу технических регламентов подлежат исполнению, в том числе организациями, осуществляющими технический контроль и надзор в части, не противоречащей законодательству Российской Федерации, следующие нормативные акты и документы:

— Федеральный закон от 30 декабря 2009 г. N 384-ФЗ „Технический регламент о безопасности зданий и сооружений“.

— «Положение о составе разделов проектной документации и требованиях к их содержанию», утвержденное постановлением Правительства Российской Федерации от 16 февраля 2008 года № 87 (далее — Положение о составе разделов проектной документации);

— Методические рекомендации по формированию состава работ по капитальному ремонту многоквартирных домов, финансируемых за счет средств, предусмотренных Федеральным законом от 21 июля 2007 года № 185-ФЗ «О Фонде содействия реформированию жилищно-коммунального хозяйства»

— «Положение об организации, проведения реконструкции, ремонта и технического обслуживания жилых домов, объектов коммунального хозяйства и социально-культурного назначения» ВСН 58-88(р), утвержденное Приказом Госкомархитектуры Госстроя СССР от 23 ноября 1988 года № 312;

— «Положение по техническому обследованию жилых зданий» ВСН 57-88(р), утвержденное Приказом Госкомархитектуры Госстроя СССР от 06 июля 1988 года № 191 (далее — ВСН 57-88);

— «Правила оценки физического износа жилых зданий» ВСН 53-86(р), утвержденные приказом Госгражданстроя СССР от 24 декабря 1986 года № 446 (далее ВСН 53-86(р);

— «Реконструкция и капитальный ремонт жилых домов; Нормы проектирования» ВСН 61-89(р), утвержденные приказом Госкомархитектуры Госстроя СССР от 26 декабря 1989 года № 250;

— «Правила приемки в эксплуатацию законченных капитальным ремонтом жилых зданий» ВСН 42-85(р), утвержденные приказом Гражданстроя СССР от 07 мая 1985 года № 135 (в ред. изменений № 1, утвержденных приказом Госстроя России от 06 мая 1997 года № 17-16);

— «Положение о проведении планово-предупредительного ремонта производственных зданий и сооружений», утвержденное постановлением Госстроя СССР от 29 декабря 1973 года № 279;

— Свод правил «Проектирование тепловых пунктов» СП 41.101-95;

— Свод правил «Проектирование тепловой защиты зданий»» СП 23-101-2004;

— «Правила технической эксплуатации тепловых установок»;

— «Правила учета тепловой энергии и теплоносителя»;

— ВСН 58-88(р), Госкомархитектуры. Положение об организации, проведении реконструкции, ремонта и технического обследования жилых зданий, объектов коммунального хозяйства и социально-культурного назначения;

— ВСН 61-89(р), Госкомархитектуры. Реконструкция и капитальный ремонт жилых домов. Нормы проектирования.

— «Инструкция о составе, порядке разработки, согласования и утверждения проектно-сметной документации на капитальный ремонт жилых зданий» МДС 13-1.99, утвержденная постановлением Госстроя России от 17 декабря 1999 года;

— «Методика определения стоимости строительной продукции на территории Российской Федерации» МДС 81-35.2004, утвержденная постановлением Госстроя Российской Федерации от 05 марта 2004 года № 15/1 ;

— «Указания по применению федеральных единых расценок на ремонтно-строительные работы» МДС 81-38.2004, утвержденные постановлением Госстроя Российской Федерации от 09 марта 2004 года № 37;

— «Методические указания по определению величины накладных расходов в строительстве» МДС 81-33.2004, утвержденные постановлением Госстроя России от 12 января 2004 года № 6;

— «Методические указания по определению величины сметной прибыли в строительстве» МДС 81-25.2001, утвержденные постановлением Госстроя России от 28 февраля 2001 года № 15;

— «Государственные элементные сметные нормы на ремонтно-строительные работы» ГЭСНр 81-04-2001, утвержденные постановлением Госстроя России от 17 декабря № 77;

— «Сборник сметных норм и затрат на строительство временных зданий и сооружений при производстве строительно-монтажных работ» ГСНр 81-05-01-2001, утвержденный постановлением Госстроя России от 07 мая 2001 года № 46;

— «Сборник сметных норм дополнительных затрат при производстве строительно-монтажных работ в зимнее время» ГСНр 81-05-02-2001, утвержденный постановлением Госстроя России от 19 июня 2001 года № 61;

«Изменения и дополнения к государственным элементным сметным нормам» на ремонтно-строительные, пусконаладочные, строительные работы и на монтаж оборудования, утвержденные соответственно постановлениями Госстроя Российской Федерации №№ 38, 40, 41и 42 в 2004 году.

РД 34.09.101-94 (с изм. 1 1998) Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении.

РД 34.09.253 Инструкция по расчету и анализу технологического расхода электрической энергии на передачу по электрическим сетям энергосистем и энергообъединений (И 34-70-030-87).

РД 34.11.114-98 Автоматизированные системы контроля и учета электроэнергии и мощности. Основные нормируемые метрологические характеристики. Общие требования.

РД 34.11.333-97 Учет электрической энергии и мощности на энергообъектах. Типовая методика выполнения измерений количества электрической энергии.

РД 34.11.334-97 Учет электрической энергии и мощности на энергообъектах. Типовая методика выполнения измерений количества электрической мощности.

Приказ департамента топлива, энергетики и регулирования тарифов Ярославской области от 15 июля 2009 г. N 52 „О введении в действие постановления правления департамента топлива, энергетики и регулирования тарифов Ярославской области от 24 июня 2009 года N ППр-52-ОДН “Об утверждении Методических рекомендаций по начислению платы за электроэнергию, используемую на общедомовые нужды и для компенсации потерь электроэнергии во внутридомовых электрических сетях в многоквартирных домах, при оборудовании многоквартирного дома коллективными приборами учёта и оборудовании частично или полностью индивидуальными и (или) общими (квартирными) приборами учёта».

Постановление Правительства РФ от 31 августа 2006 г. N 530 «Об утверждении Правил функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования электроэнергетики» (с изменениями и дополнениями).

Правила учета электрической энергии (утв. Минтопэнерго РФ и Минстроем РФ 19, 26 сентября 1996 г.).

Приказ Минэнерго РФ от 13 января 2003 г. N 6 «Об утверждении Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей».

Письмо Госэнергонадзора РФ от 5 апреля 2002 г. N 32-01-05/105 «О методических указаниях по допуску в эксплуатацию новых и реконструированных электрических и тепловых энергоустановок».

Постановление Госстроя РФ от 27 сентября 2003 г. N 170 «Об утверждении Правил и норм технической эксплуатации жилищного фонда».

РД 34.20.185-94 «Инструкция по проектированию городских электрических сетей, утвержденного приказом Минэнерго России от 1 января 1994 г.

СП 31-110-2003 „Проектирование и монтаж электроустановок жилых и общественных зданий“, утвержденного постановлением Госстроя России от 26 ноября 2003 года N 194.

Правила устройства электроустановок (раздел 7, гл. 7.1.).

— СНиП 31-01-2003 «Здания жилые многоквартирные», утвержден постановлением Госстроя Российской Федерации от 23 июня 2003 года № 109;

— СНиП 31-05-2003 « Общественные здания административного назначения», утвержден постановлением Госстроя Российской Федерации от 23 июня 2003 года № 112;

— СНиП 12-01-2004 «Организация строительства», утвержден постановлением Госстроя Российской Федерации от 19 апреля 2004 года № 70;

— СНиП 23-02-2003 «Тепловая защита зданий», утвержден постановлением Госстроя России от 26 июня 2003 года № 113;

— СНиП 41-03-2003 «Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов», утвержден постановлением Госстроя России от 26 июня 2003 года № 114; — СНиП 41-01-2003 «Отопление, вентиляция и кондиционирование», утвержден постановлением Госстроя России от 26 июня 2003 года № 115; — ГОСТ Р 51387-99 «Энергосбережение. Нормативно-методическое обеспечение. Основные положения.»;

— ГОСТ Р 51541-99 «Энергосбережение. Энергетическая эффективность. Состав показателей. Общие положения.»;

— ГОСТ Р 51388-99 «Энергосбережение. Информирование потребителей об энергоэффективности изделий бытового и коммунального назначения. Общие требования»;

— ГОСТ Р 51749-2001 «Энергосбережение. Энергопотребляющее оборудование общепромышленного применения. Виды. Типы. Группы. Показатели энергетической эффективности. Идентификация»;

— ГОСТ Р 51649-2000 «Теплосчетчики для водяных систем теплоснабжения. Общие технические условия»;

— ГОСТ 30166-9.5 «Ресурсосбережение. Основные положения».

Приложение №1

к Методическим рекомендациям

по определению состава работ, применяемых

приборов и оборудования при установке

приборов учета и регулирования потребления

коммунальных ресурсов на объектах

социальной сферы и в многоквартирных

домах Ярославской области

Основные схемы и ориентировочная стоимость узлов учета и регулирования тепловой энергии и теплоносителя

№ п/п	Наиболее часто применяемые схемы узлов учета и регулирования тепловой энергии и теплоносителя	Сметная стоимость
1	Двухтрубная с открытой системой ГВС при графике подачи теплоносителя 95-70о С	281 526,00 руб.
2	Двухтрубная закрытая при графике подачи теплоносителя 95-70о С	220 227,00 руб.
3	Четырехтрубная при графике подачи теплоносителя 95-70о С	363 938,00 руб.
4	Двухтрубная насосная с одноступенчатым теплообменником при графике подачи теплоносителя 150о (130о )-70о С	808 436,00 руб.
5	Двухтрубная элеваторная с открытой системой ГВС при графике подачи теплоносителя 150о (130о )-70о С	328 627,00 руб.
6	Двухтрубная элеваторная без ГВС при графике подачи теплоносителя 150о (130о )-70о С	249 958,00 руб.
7	Двухтрубная элеваторная с одноступенчатым теплообменником при графике подачи теплоносителя 150о (130о )-70о С	564 591,00 руб.
8	Двухтрубная элеваторная с двухступенчатым теплообменником при графике подачи теплоносителя 150о (130о )-70о С	642 248,00 руб.
9	Двухтрубная насосная с открытой системой ГВС при графике подачи теплоносителя 150о (130о )-70о С	697 469,00 руб.
10	Двухтрубная насосно-элеваторная с открытой системой ГВС при графике подачи теплоносителя 150о (130о )-70о С	594 155,00 руб.
11	Двухтрубная насосная с двухступенчатым теплообменником при графике подачи теплоносителя 150о (130о )-70о С	880 996,00 руб.

Стоимость проектирования узла коммерческого учета тепла в составе: тепломеханическая часть, автоматизация тепломеханической части – 30160,80руб.

Стоимость проектирования узла коммерческого учета тепла в составе: архитектурно-строительная часть, тепломеханическая часть, автоматизация тепломеханической части, электроснабжение – 57305,52руб.

Приложение №2

к Методическим рекомендациям

по определению состава работ, применяемых

приборов и оборудования при установке

приборов учета и регулирования потребления

коммунальных ресурсов на объектах

социальной сферы и в многоквартирных

домах Ярославской области

Технические требования

на создание автоматизированной системы

сбора данных энергоресурсов Ярославкой области

г. Ярославль

2011 год

ОГЛАВЛЕНИЕ

Глава 1. Общие положения

Глава 2. Цели внедрения

Глава 3. Используемые термины

Глава 4. Общие сведения

Глава 5. Общие требования к системе

Глава 6. Требования к компонентам АССД

ГЛАВА 7. ТРЕБОВАНИЯ К МЕТРОЛОГИЧЕСКОМУ ОБЕСПЕЧЕНИЮ

Глава 8. Требования к работам и обслуживающему персоналу

Глава 1. О бщие положения

1.1 Настоящие Технические требования определяют основные требования к техническим средствам, программному обеспечению и работам по созданию и вводу в промышленную эксплуатацию автоматизированной системы сбора данных расхода, потребления энергоресурсов (далее АССД, система) на территории Ярославской области.

1.2 Заказчиками на создание и эксплуатацию АССД могут быть:

• Некоммерческая Организация Фонд „Энергоэффективность“ Ярославской области;
• энергосбытовые, сетевые либо иные организации Ярославской области.

1.3 Целью разработки документа является определение требований к АССД, подлежащих реализации в создаваемой системе. Выполнения данных требований обязательно для всех субъектов создающих автоматизированные системы учета и сбора данных на территории Ярославской области.

1.4 Оценка представленных технических решений АССД будет осуществляться по критериям:

• соответствие функционалу;

• соответствие решаемым задачам;
• соответствие требованиям надежности;
• соответствие метрологическим характеристикам;
• соответствие программного обеспечения поставленным задачам.

Глава 2. Ц ели внедрения

2.1 Основным назначением системы является автоматизация технического и коммерческого учета энергоресурсов (электроэнергии, тепловой энергии, расходу горячей и холодной воды) розничных потребителей, административных и муниципальных учреждений Ярославской области.

2.2 Основными целями создания АССД являются:

• создание единого центра сбора и обработки данных по коммерческому учету энергоресурсов (в Фонде „Энергоэффективность“ Ярославской области);
• повышение оперативности получения данных, используемых для коммерческих расчетов за электроэнергию, тепло и воду;
• создание единой централизованной информационной системы обеспечения учета электроэнергии, тепла и воды;
• предоставление актуальной, достоверной и полной информации всем заинтересованным субъектам;
• организация многотарифного учета;
• автоматизация ввода показаний приборов учета в биллинговые программы сбытовой деятельности;
• предоставление данных системы другим приложениям за счет открытости ее архитектуры с учетом сохранения индивидуальных данных абонентов;
• мониторинг работоспособности элементов системы;
• мониторинг и своевременное выявление коммерческих потерь;
• создание и ведение балансных групп по точкам учета.

Глава 3. Используемые термины

Коммерческий учет электрической энергии (мощности): процесс измерения количества электрической энергии и определения объема мощности, сбора, хранения, обработки, передачи результатов этих измерений и формирования, в том числе расчетным путем, данных о количестве произведенной и потребленной электрической энергии (мощности) для целей взаиморасчетов за поставленные электрическую энергию и мощность, а также за связанные с указанными поставками услуги (№ 35-ФЗ от 26.03.2003 г.);

Энергоустановка: комплекс взаимосвязанного оборудования и сооружений, предназначенный для производства или преобразования, передачи, накопления, распределения или потребления энергии (ГОСТ 19431, статья 24).

Электроустановка: энергоустановка, предназначенная для производства или преобразования, передачи, распределения или потребления электрической энергии (ГОСТ 19431, статья 25).

Точка присоединения к электрической сети: место физического соединения энергопринимающего устройства (энергетической установки) потребителя электрической энергии с электрической сетью сетевой организации;

Точка учета (измерения): место расположения и подключения приборов коммерческого учета на элементе сети, значение измерений количества энергоресурсов в котором используется в целях коммерческого учета. Точками учета создаваемой АССД являются точки присоединения розничных и муниципальных потребителей к сети э/э, тепла и воды.

Устройство синхронизации времени (УСВ): 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 АССД, имеющих с УСВ интерфейсы аппаратного и информационного взаимодействия по заданному регламенту.

Система обеспечения единого времени (СОЕВ): Функционально объединенная совокупность программно-технических средств измерений и синхронизации времени в данной автоматизированной информационно-измерительной системе, в которой формируются и последовательно преобразуются сигналы, содержащие количественную информацию об измеряемой величине времени. СОЕВ является средством измерений времени, которое выполняет законченную функцию измерений времени и имеет нормированные метрологические характеристики.

Средство измерений (СИ) — техническое устройство, предназначенное для измерений.

Состояние средств измерения: Информация, передаваемая в определенном формате, в соответствии с регламентом, отражающая:

• журналы событий электросчетчиков, промконтроллеров, серверов;
• журналы диагностики (самодиагностики) электросчетчиков, промконтроллеров, серверов.

Автоматизированная система сбора данных (АССД) — Иерархическая система, представляющая собой техническое устройство, функционально объединяющее совокупность измерительно-информационных комплексов точек измерений, информационно-вычислительных комплексов электроустановок, тепло-водоустановок, информационно-вычислительного комплекса и системы обеспечения единого времени, выполняющее функции проведения измерений, сбора, обработки и хранения результатов измерений, информации о состоянии объектов и средств измерений, а также передачи полученной информации в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом на рынке электроэнергии в автоматизированном режиме.

Информационно-вычислительный комплекс (ИВК): Совокупность функционально объединенных программных, информационных и технических средств, предназначенная для решения задач диагностики состояний средств и объектов измерений, сбора, обработки и хранения результатов измерений, поступающих от ИВКО и ИИК субъекта розничного рынка и муниципального предприятия, их агрегирование, а также обеспечения интерфейсов доступа к этой информации.

Информационно-вычислительный комплекс объекта (ИВКО): Совокупность функционально объединенных программных и технических средств, предназначенная для решения задач сбора и обработки результатов измерений, диагностики средств измерений в пределах одной энергоустановки, а также обеспечения интерфейсов доступа к этой информации.

Измерительно-информационный комплекс точки измерений (ИИК): Функционально объединенная и территориально локализованная совокупность программно-технических средств учета энергоресурсов по данной точке измерений, в которой формируются и преобразуются сигналы, содержащие количественную информацию об измеряемых величинах, реализуются вычислительные и логические операции, предусмотренные процессом измерений, а также интерфейс доступа к информации по данной точке измерений энергоресурсов. Измерительно-информационный комплекс точки измерений является сложным измерительным каналом, представляющим собой совокупность нескольких простых измерительных каналов, сигналы с выхода которых используются для получения результата косвенных, совокупных или совместных измерений.

Устройство сбора передачи данных (УСПД): Программно-технические средства в промышленном исполнении предназначенные для сбора, хранения и передачи данных на уровне ИВКО. УСПД предназначено для непрерывного функционирования в помещениях с повышенной опасностью и устанавливается в ограниченных пространствах (в шкафах, отсеках, панелях и консолях).

Средняя наработка до отказа — Наработка объекта от начала эксплуатации до возникновения первого отказа.

Время восстановления — Продолжительность восстановления работоспособного состояния объекта.

Остальные термины и определения используются в соответствии с действующим законодательством.

Глава 4. О бщие сведения

АССД Ярославской области представляет собой совокупность Объектов. При этом, для учета электроэнергии под Объектом АССД понимается:

· в жилом массиве с одно-, двухэтажной и многоэтажной застройкой - одна трансформаторная подстанция (ТП, КТПН) 6(10)/0,4 кВ – центр питания жилого сектора, в совокупности со всеми приборами учета потребителей электрической энергии, присоединенных к данной ТП (однофазными, трехфазными прямого включения, трехфазными трансформаторного включения);

· на муниципальных объектах совокупность всех приборов учета (трехфазных прямого включения, трехфазных трансформаторного включения);

· на распределительных пунктах энергоресурсов (квартальной ТП, РП и т.д.) с установкой балансного учета для формирования и ведения балансового учета.

При этом, для учета тепла и горячей воды под Объектом АССД понимается:

· на всех застройках имеющих тепло-водоснабжение – тепловой узел с расходомерами и тепло вычислителем;

· на распределительных пунктах – тепловой пункт с установкой балансного учета для формирования и ведения балансового учета.

При этом, для учета холодной питьевой воды под Объектом АССД понимается:

· в жилом массиве с одно-, двухэтажной и многоэтажной застройкой – узел с расходомерам(и) непосредственно либо подключенными к тепло вычислителям;

· на всех остальных сооружениях узел с расходомерам(и) подключенный к тепло вычислителю.

При отсутствии или не соответствии тепловых узлов на объектах, необходимо предусматривать работы по их созданию (реконструкции). В состав затрат по созданию (реконструкции) теплового узла должны быть включены затраты на получению технических условий, экспертизу проекта и технический надзор. Данные работы на территории Ярославской области будут выполняться под контролем НКО «Фонд «Энергоэффективность».

Выбор проектной и монтажной организаций, закупка оборудования, заключение государственных и муниципальных контрактов производится в соответствие с действующим законодательством

При выборе оборудования желательно применение оборудования с высокой степенью заводской готовности.

С целью типизации применяемых схем, ускорения выполнения проектных работ и снижения затрат на проектирование применять «Методические рекомендации по определению состава работ, применяемых приборов и оборудования при установке приборов учёта и регулирования потребления коммунальных ресурсов на объектах социальной сферы и в многоквартирных домах Ярославской области».

Глава 5. Общие требования к системе.

5.1 Требования к структуре и функционированию АССД

5.1.1 Все АССД должны состоять из следующих компонентов:

• измерительный компонент: измерительно-информационные комплексы точек учета энергоресурсов (ИИК);
• вычислительный компонент: информационно-вычислительный комплекс объекта (ИВКО);
• связующий компонент: технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура) и каналы связи;
• комплексный компонент, выполняющий функции связующего и вычислительного компонентов: информационно-вычислительный комплекс (ИВК).

Так же в состав АССД должна входить система обеспечения единого времени (СОЕВ), которая формируется на всех уровнях иерархии системы. СОЕВ включает в себя приемники сигналов точного времени (с программным обеспечением), таймеры счетчиков и ИВКО (с программным обеспечением), СОЕВ должна иметь нормированные метрологические характеристики и должна обеспечивать синхронизацию времени с точностью не менее ± 60,0 с/сут. Для обеспечения единства измерений использовать единое календарное время.

5.1.2 АССД должна выполнять следующие функции:

• измерение энергоресурсов посредством использования приборов учета ведущих заводов изготовителей;
• сбор и хранение информации для целей коммерческого учета;
• контроль достоверности результатов измерений;
• формирование значений учетных показателей;
• передача информации между всеми уровнями АССД;
• мониторинг работоспособности элементов системы коммерческого учета;
• сигнализации аварийных режимов оборудования и самой системы;
• простоту замены элементов системы;
• мониторинг ненормальных режимов энергопотребления;
• иметь полнофункциональное программное обеспечение, позволяющее, в том числе формировать отчеты в табличной форме и в виде графиков и диаграмм и обеспечивать наглядную визуализацию данных;
• дистанционное управление ограничением или отключением электроснабжения потребителей, а также возможность дистанционного воздействия на исполнительный механизм оборудования.

5.2 Требования к АССД учета электроэнергии

5.2.1 АССД электроэнергии должна обеспечить решение следующих задач:

• определение общего объема электроэнергии, поступившей на объект;
• если объектом выступает многоквартирный жилой дом, то и распределение электроэнергии между собственниками помещений. При наличии технической возможности с измерением потребления мест общего пользования, либо с автоматическим расчетом данного потребления;
• распределение электрической энергии на трансформаторной подстанции (ТП, РП) для вычисления баланса электроэнергии;[1]
• периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени измеренных данных энергоресурсов, состояний средств измерений с заданной дискретностью учета (минимальный интервал 30 мин);
• хранение данных об измеренных величинах в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
• обеспечение возможности ежесуточного резервирования баз данных;
• дистанционное формирование расписаний опроса приборов учета энергоресурсов с дискретностью от 30 минут и более;
• иметь возможность вводить ограничения потребления собственников жилья (квартир, индивидуальных домов)[2] ;
• обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (пломбирование, установка паролей, телесигнализация и т.п.);
• диагностирование и мониторинг функционирования технических и программных средств АССД;
• конфигурирование и настройка параметров АССД;
• ведение системы единого времени в АССД (коррекция времени);
• санкционированное предоставление результатов измерений и данных о состоянии средств измерений потребителям и поставщикам энергоресурсов;
• формирование отчетов различной структуры;
• формировать балансы по балансным группам и по системе в целом.

5.2.2 При создании АССД должна быть предусмотрена возможность:

• санкционированного предоставления результатов измерений;
• результаты измерений должны быть разделены по совокупности для потребителей и поставщиков услуг;
• предоставление персонифицированных данных строго в соответствии с правами доступа.

5.2.3 АССД в целом и все её элементы должны обеспечивать возможность наращивания технических средств и программного обеспечения в части изменения количества ИИК в составе АССД, числа измеряемых параметров без вывода из постоянной эксплуатации компонентов АССД.

5.3 Требования к АССД учета тепла и горячей воды

5.3.1 АССД э учета тепла и горячей воды должна обеспечить решение следующих задач:

• определение общего объема энергоресурсов, поступивших на объект;
• непрерывный, периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени измеренных данных энергоресурсов, состояний средств измерений с заданной дискретностью учета (минимальный интервал 5 мин);
• хранение данных об измеренных величинах в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
• обеспечение возможности ежесуточного резервирования баз данных;
• иметь возможность дистанционного задания параметров регулирования тепловых узлов (если тепловой узел оснащен системой регулирования)[3] ;
• обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (пломбирование, установка паролей, телесигнализация и т.п.);
• диагностирование и мониторинг функционирования технических и программных средств АССД;
• конфигурирование и настройка параметров АССД;
• ведение системы единого времени в АССД (коррекция времени);
• санкционированное предоставление результатов измерений и данных о состоянии средств измерений потребителям и поставщикам энергоресурсов;
• формирование отчетов различной структуры;
• формировать балансы по балансным группам и по системе в целом, либо по отдельным тепловым пунктам.

5.3.2 При создании АССД должна быть предусмотрена возможность:

• санкционированного предоставления результатов измерений;
• результаты измерений должны быть разделены по совокупности для потребителей и поставщиков услуг;
• предоставление персонифицированных данных строго в соответствии с правами доступа.

5.3.3 АССД в целом и все её элементы должны обеспечивать возможность наращивания технических средств и программного обеспечения в части изменения количества ИИК в составе АССД, числа измеряемых параметров без вывода из постоянной эксплуатации компонентов АССД.

5.4 Требования к АССД учета холодной питьевой воды

5.4.1 АССД э учета холодной питьевой воды должна обеспечить решение следующих задач:

• определение общего объема воды, поступившей на объект;
• непрерывный, периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени измеренных данных энергоресурсов, состояний средств измерений с заданной дискретностью учета (минимальный интервал 5 мин);
• хранение данных об измеренных величинах в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
• обеспечение возможности ежесуточного резервирования баз данных;
• обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (пломбирование, установка паролей, телесигнализация и т.п.);
• диагностирование и мониторинг функционирования технических и программных средств АССД;
• конфигурирование и настройка параметров АССД;
• ведение системы единого времени в АССД (коррекция времени);
• санкционированное предоставление результатов измерений и данных о состоянии средств измерений потребителям и поставщикам энергоресурсов;
• формирование отчетов различной структуры;
• формировать балансы по балансным группам и по системе в целом, либо по отдельным КНС.

5.4.2 При создании АССД должна быть предусмотрена возможность:

• санкционированного предоставления результатов измерений;
• результаты измерений должны быть разделены по совокупности для потребителей и поставщиков услуг;
• предоставление персонифицированных данных строго в соответствии с правами доступа.

5.4.3 АССД в целом и все её элементы должны обеспечивать возможность наращивания технических средств и программного обеспечения в части изменения количества ИИК в составе АССД, числа измеряемых параметров без вывода из постоянной эксплуатации компонентов АССД.

5.5 Требования к организации каналов связи.

5.5.1 Требования к каналам связи между ИИК и ИВКО в системах учета электроэнергии

Все каналы связи между ИИК и ИВКО в системах учета электроэнергии должны быть построены на цифровых технологиях.

Основным каналом передачи данных учета электроэнергии следует выбирать каналы на основе PLC технологии.

При организации каналов связи между ИИК и ИВКО АССД на основе RS485 необходимо обеспечить:

• возможность гарантированной доставки информации;
• достаточную скорость передачи требуемого объема данных за сутки в течение 60 минут;
• коэффициент готовности не ниже 0,95.

Используемые каналы связи должны обеспечивать:

• двухстороннюю связь: для управления режимами работы оборудования, настройки параметров оборудования;
• использование стандартных/открытых протоколов обмена данными.

5.5.2 Требования к каналам связи между ИИК и ИВКО в системах учета тепла и горячей воды

Все каналы связи между ИИК и ИВКО в системах учета тепла и горячей воды должны быть построены на цифровых технологиях.

Основным каналом передачи данных учета тепла и горячей воды следует выбирать цифровые интерфейсы RS485(при нескольких приборах) или RS232 (при одном).

При организации каналов связи между ИИК и ИВКО АССД необходимо обеспечить:

• возможность гарантированной доставки информации;
• достаточную скорость передачи требуемого объема данных за сутки в течение 60 минут;
• коэффициент готовности не ниже 0,95.

Используемые каналы связи должны обеспечивать:

• двухстороннюю связь: для управления режимами работы оборудования, настройки параметров оборудования;
• использование стандартных/открытых протоколов обмена данными.

5.5.3 Требования к каналам связи между ИИК и ИВКО в системах учета холодной питьевой воды

Все каналы связи между ИИК и ИВКО в системах холодной питьевой воды должны, как правило, быть построены на цифровых технологиях. Допускается использовать каналы, построенные на импульсной технологии с соблюдением достоверности передачи данных не ниже 95%.

5.5.4 Требования к каналам связи между ИВК и ИВКО .

При организации каналов связи между ИВК и ИВКО АССД должно учитываться, что передача результатов измерений и данных о состоянии элементов системы и средств измерений должна быть организована с обязательным предоставлением описания протокола обмена данными. Режим опроса должен быть непрерывный, периодический (один раз в сутки) и/или по запросу привязанный к единому календарному времени. В режиме выполнения «по запросу», а также при возникновении не регламентных ситуаций, сообщение о возникновения аварийных ситуаций должны передаваться немедленно.

Передача информации может осуществляться по выделенному или коммутируемому каналу связи (коммутируемая или выделенная телефонная линия) радиосвязь, GSM канал, ВОЛС и т.д. или иными способами передачи данных оговоренных в техническом задании.

5.6 Требования к надежности АССД.

5.6.1 Показатели надежности.

Надежность АССД должна обеспечиваться применением технических средств и программного обеспечения известных производителей.

Надежность АССД должна быть регламентирована при кратковременных перерывах электропитания (до 2-х часов) и отклонениях напряжения от номинального не более ±20%.

Показатели надежности оборудования ИИК:

— средняя наработка до отказа То = 35 000 часов, среднее время восстановления Тв = 7 суток.

Показатели надежности оборудования ИВКО:

— средняя наработка до отказа То = 35 000 часов, среднее время восстановления Тв = 24 часа.

Показатели надежности оборудования ИВК:

— коэффициент готовности k=0,99, среднее время восстановления Тв не более 1 часа.

Показатели надежности оборудования СОЕВ:

— коэффициент готовности – не менее 0,95, среднее время восстановления – не более 168 часов (при наличии этих показателей в паспорте или справке производителя).

Показатели надежности каналообразующей аппаратуры (модемы и т.п.):

— средняя наработка до отказа – не менее 60000 часов, среднее время восстановления — не более 24 часов.

Показатели надежности программного обеспечения АССД:

— интенсивность перезапусков (перезагрузок) не более одного раза в сутки и не более трех раз в месяц при длительности не более 15 мин .

Установленный полный срок службы АССД – не менее 20 лет .

Показатели средней наработки до отказа считаются подтвержденными при наличии этих показателей в паспорте или справке производителя.

Для сокращения времени восстановления АССД следует использовать рациональную последовательность выполнения всего комплекса операций, обеспечивающих ее восстановление при отказах. Для этого в эксплуатационной документации на АССД должны быть методики (программы) поиска и устранения неисправностей, дополняющие возможности программно-аппаратной диагностики.

5.6.2 Обеспечение надежности.

Для обеспечения надежности АССД на стадиях разработки, изготовления и эксплуатации должно быть предусмотрено и реализовано следующее:

• задание и обоснование требований к надежности АССД и ее составных частей, выполнение указанных требований;
• расчет показателей надежности и функционирование системы в пределах рассчитанных показателей;
• обеспечение ремонтопригодности;
• резервирование и средства автоматического контроля и диагностирования;
• передача и анализ информации о надежности эксплуатируемых средств АССД;
• обеспечение комплектами ЗИП: приборы учета и измерения в количестве 2 %; остальное оборудование в количестве 3%.

Программно-аппаратные средства контроля работоспособности и диагностирования неисправностей АССД должны обеспечивать решение следующих задач:

• проверку работоспособности и обнаружение отказов оборудования;
• обнаружение неисправностей с точностью до отдельного элемента или группы элементов;
• сигнализацию о возникновении отказа и результатах проверок работоспособности с выдачей списка неработающего оборудования.

Для ИВК АССД в необходимых случаях следует применять различные способы резервирования, включая постоянное резервирование и резервирование замещением. Необходимость применения резерва в каждом конкретном случае должна быть обоснована с учетом заданных к ИВК АССД требований по надежности.

Аппаратное обеспечение АССД должно быть сконструировано таким образом, чтобы обеспечить свободный доступ к отдельным блокам для контроля их работоспособности и замены. В АССД должны быть предусмотрены меры защиты от неправильных действий персонала, от случайных изменений и разрушения информации и программ, а также от несанкционированного вмешательства.

5.7 Требования по сохранности информации при авариях.

В АССД должна обеспечиваться целостность и сохранность данных при отключении электропитания (аварийном или преднамеренном), при выходе из строя отдельных комплексов и модулей, включая выход из строя измерительного оборудования (в том числе и преднамеренной его порче) и каналов связи:

• на уровне счетчика электроэнергии – не менее 45 суток;
• на уровне тепловычислителя – не менее 60 суток;
• на уровне устройств сбора данных – не менее 90 суток.

После восстановления электропитания АССД должна быть обеспечена процедура восстановления требуемого объема информации.

Для достижения сохранности информации содержимое баз данных АССД должно копироваться на внешние носители.

5.8 Требования к масштабируемости системы и расширению ее функционала.

АССД должна обеспечивать возможность:

• включения новых точек учета на существующих Объектах системы с минимизацией работ по конфигурированию системы;
• включение в АССД новых Объектов;
• включение в систему индивидуальных приборов учета холодной питьевой и горячей воды, оснащенных различными интерфейсами передачи данных;
• отслеживания состояния новых приборов учета, включенных в систему;
• осуществления функций управления, в том числе воздействия на исполнительный механизм;
• позволять подключать в систему охранные устройства.

Глава 6. Требования к компонентам АССД

Все метрологические средства АССД должны быть метрологически аттестованы, сертифицированы в Госреестре РФ на безопасность применения и пригодность для проведения учета и включены в Госреестр средств измерений.

6.1 Общие требования к системам учета электроэнергии

При использовании PLC-технологии оборудование должно быть защищено от воздействия высокочастотных помех. Рабочий диапазон напряжения при использовании PLC-технологии должен составлять 170В – 280В.

Установка приборов учета в частном жилом секторе должна производиться с выносом на стены зданий или на опоры линий электропередач в специализированных шкафах учета.

При необходимости возможна установка приборов учета в специализированные (в том числе антивандальные) шкафы учета внутри помещений (на лестничных площадках, в квартирах, подъездах и т.д.) в соответствии с требованиями ПУЭ и ПТЭ Э П.

Система должна сигнализировать о состоянии счетчиков, расходомеров и модулей системы в случае выхода их из строя, несанкционированного доступа, резкого снижения уровня электропотребления и превышения фактического небаланса над допустимым небалансом в разных балансовых группах .

Счетчики электроэнергии должна иметь функции самонастройки в системе после выполнения монтажных и пусконаладочных работ с минимальным вмешательством оперативного персонала.

6.1.1 Требования к измерительным трансформаторам.

Технические параметры трансформаторов тока и напряжения должны отвечать требованиям ГОСТ 7746 и ГОСТ 1983 соответственно.

В сети с глухо заземленной нейтралью (0,4 кВ) измерительные трансформаторы тока должны устанавливаться во всех трех фазах, к которым следует подключать трехфазные трехэлементные счетчики.

Применять измерительные трансформаторы, при условии, что нагрузка, подключенная к ним, не превышает номинальную нагрузку измерительной обмотки измерительного трансформатора в любых эксплуатационных режимах.

Не допускается применение промежуточных трансформаторов тока.

Конструкция трансформаторов тока должна обеспечивать защиту контактных соединений вторичных цепей от несанкционированного доступа путем опломбирования.

Применять измерительные трансформаторы, соответствующие требованиям ПУЭ по классу напряжения, а также по термической и электродинамической стойкости.

6.1.2 Требования к вторичным цепям

При производстве монтажных работ необходимо:

• переоформить документацию на измерительные комплексы средств коммерческого учета;
• подключение токовых обмоток электросчетчиков к вторичным измерительным обмоткам трансформаторов тока выполнять отдельно от цепей релейной защиты и автоматики, при включении измерительных приборов должна быть обеспечена симметричная нагрузка;
• обеспечить защиту цепей от несанкционированного доступа и возможность пломбирования контактных соединений токовых цепей (например: установить специализированные шкафы учета, специализированные блоки, коробки, панели и т.п.);
• при модернизации пунктов коммерческого учета электроэнергии необходимо приводить в соответствие весь комплекс учета (измерительные трансформаторы и счетчики) в соответствии с требованиями учета для розничного рынка;
• руководствоваться требованиями ПУЭ (глава 3.4) и ППБ при выборе типа и сечения применяемых кабелей и проводов .

6.1.3 Счетчики электроэнергии должны соответствовать следующим требованиям:

• наличие встроенного PLC модема;
• класс точности — не хуже 1,0;
• наличие энергонезависимой памяти для хранения профиля нагрузки с получасовым интервалом на глубину не менее 45 суток, данных по активной электроэнергии в двух направлениях с нарастающим итогом за прошедший месяц, а также запрограммированных параметров;
• наличие интерфейса для подключения счетчиков воды, тепла, газа.
• обеспечивать защиту от несанкционированного изменения параметров, а также от записи, при этом защита должна быть обеспечена на программном (логическом) уровне (установка паролей) и аппаратном (физическом) уровне (установка пломб, марок и т.п.);
• счетчики должны фиксировать в журнале событий факты вскрытия крышки клеммной колодки и лицевой крышки, в том числе и при отключенном питании счетчика.
• счетчики должны обеспечивать работоспособность в диапазоне температур от — 35˚С до +50˚С;
• средняя наработка на отказ счетчика должна составлять не менее 35000 часов;
• межповерочный интервал не менее 8-ми лет.

6.2 Общие требования к системам учета тепла и горячей воды

При реконструкции теплового узла должна, как правило, проводиться установка приборов учета тепловой энергии с обязательной установкой устройств регулирования. При этом, согласно пункту 6.1.2. СНиП 41-01-2003 «Отопление, вентиляция и кондиционирование» «теплоснабжение здания следует проектировать, обеспечивая учет расхода теплоты и автоматическое регулирование температуры теплоносителя для внутренних систем теплоснабжения здания по температурному графику в зависимости от изменения температуры наружного воздуха. Системы теплоснабжения без автоматического регулирования допускается проектировать при расчетном расходе теплоты зданием (включая расходы теплоты на отопление, вентиляцию, кондиционирование и горячее водоснабжение) менее 50 кВт.

В зданиях с системами центрального водяного отопления с трубопроводами из полимерных материалов следует предусматривать автоматическое регулирование параметров теплоносителя в ИТП (индивидуальный тепловой пункт) при любом расходе теплоты зданием».

Тепловой пункт, узел учета тепловой энергии, горячей и холодной питьевой воды должен быть оснащен оборудованием, обеспечивающем возможность передачи данных на диспетчерский пункт управляющей компании или энергоснабжающей организации, передачу сигналов о прекращении электропитания приборов, несанкционированном доступе к узлу или попытке фальсификации его показателей.

6.3 Требования к концентраторам

Необходимо использовать концентраторы, которые должны представлять собой законченное устройство в одном корпусе со встроенными PLC модемами, интерфейсом RS232, RS485 и/или Ethernet, а также возможностью подключения GSM/GPRS или коммутируемых модемов.

6.3.1 промконтроллер (концентраторы), установленные в системах учета электроэнергии должны соответствовать следующим требованиям:

• конструктивно должны быть выполнены в едином корпусе с интерфейсами передачи данных и PLC модемами;
• концентратор должен обеспечивать параметрирование (установку настраиваемых параметров) при первоначальной установке, после вывода из ремонта, в процессе эксплуатации самого концентратора и при замене счетчиков, изменении схемы учета, коммуникационных параметров и т.п. Параметрирование концентратора возможно только при снятии механической пломбы и вводе пароля, при этом в «Журнале событий» концентратора автоматически должно фиксироваться это событие с указанием даты и времени
• иметь автоматизированную функцию определения «зависания» канала связи и функцию автоматической перезагрузки по факту определения «зависания» канала связи;
• иметь возможность выполнения перезагрузки удаленно и непосредственно на месте установки путем нажатия соответствующей кнопки, которая должна находится под крышкой с возможностью пломбировки;
• выполнять сбор и передачу данных по трем фазам одновременно;
• обеспечивать автоматический сбор данных со всех подключенных устройств при помощи PLC модема, в соответствии с определённым расписанием;
• обеспечивать сохранение считанной информации во внутренней энергонезависимой памяти;
• позволять автоматическую передачу сохранённых данных при помощи встроенного GPRS модема или сетевой карты Ethernet в центральную базу данных;
• автоматически выполнять конфигурацию PLC сети и самостоятельно определять подключения новых устройств в системе;
• автоматически назначать ретрансляторы в сети.

6.3.2 Концентраторы, установленные в системах учета тепла и горячей воды должны соответствовать следующим требованиям:

• конструктивно должны быть выполнены в едином корпусе и иметь интерфейсы RS485/RS232, либо иные для связи с тепловычислителями;
• иметь возможность подключение контролируемых и (или) исполнительных датчиков;
• иметь автоматизированную функцию определения «зависания» канала связи и функцию автоматической перезагрузки по факту определения «зависания» канала связи;
• иметь возможность выполнения перезагрузки удаленно и(или) непосредственно на месте установки путем нажатия соответствующей кнопки, которая должна находится под крышкой с возможностью пломбировки;
• обеспечивать автоматический сбор данных со всех подключенных устройств, в соответствии с определённым расписанием;
• обеспечивать сохранение считанной информации во внутренней энергонезависимой памяти;
• позволять автоматическую передачу сохранённых данных при помощи встроенного GPRS модема или сетевой карты Ethernet в центральную базу данных.

6.4 Общие требования к оборудованию

При решении вопроса о применении оборудования тех или иных производителей необходимо учитывать следующее:

• ограничение моделей и типов применяемых приборов и проведение единой технической политики.
• при выборе модели приборов учета и регулирования необходимо учитывать их соответствие требованиям энергоснабжающей организации, удобство использования и эффективность программного обеспечения, возможность и стоимость дальнейшего сервисного обслуживания.
• приборы учёта холодной питьевой воды должны быть с импульсным выходом и оснащены фильтром типа ФМФ. Расходомеры-регистраторы, обрабатывающие поступающие с прибора учёта импульсные сигналы, должны иметь возможность:

— регистрации и архивации часовых и накопительных расходов;

— передачи данных.

6.5 Шкафы учета.

6.5.1 Шкафы учета должны соответствовать требованиям ГОСТ 14254, иметь запирающее устройство и окошки на уровне циферблата. Степень защиты шкафа наружной и внутренней установки должна быть не ниже IP54 (желательно для наружной установки IP 65).

6.5.2 Установка шкафов учета производится в соответствии с требованиями ПУЭ и ПТЭ ЭП и техническими условиями, выданными организацией обслуживающей или владеющей сетями.

6.5.3 В шкафах учета размещается от одного до четырех счетчиков, а также автоматические выключатели на каждый счетчик и подогрев (для поддержания микроклимата в шкафах учета наружной установки в зимний период), оборудованный терморегулятором и автоматическим выключателем.

6.5.4 При монтаже надлежит использовать кабель с двойной изоляцией и с защитой от механических повреждений, а также прокладку кабелей и проводов выполнять в специальных кабельных каналах или гофрированных трубах в соответствии с требованиями ПУЭ и СНиП 3.05.06-85.

6.6 Программное обеспечение АССД .

6.6.1 Программное обеспечение (ПО) должно иметь сертификат соответствия в составе АССД.

6.6.2 Требования к базе данных (БД) АССД:

• для управления БД должна применяться промышленная СУБД (MS SQL или Oracle);
• БД должна быть открыта на уровне таблиц с обязательным наличием описания структуры;
• для всех объектов АССД муниципального образования должна использоваться единственная БД, с наличием интерфейсов для межсерверного обмена данных (API -, WEB – интерфейсов);
• размер БД может ограничиваться только возможностями СУБД;

6.6.3 Требования к ПО АССД:

• интерфейс ПО должен быть простым и наглядным, с наименьшими затратами оператора на анализ ситуации при выходе счетчиков, расходомеров и модулей системы из строя, при изменении баланса по балансовым группам;
• функционал ПО должен обеспечивать многопользовательский режим;
• функционал ПО должен обеспечивать санкционированный доступ к УСПД и приборам учета для чтения данных, управления режимами работы и настройки параметров оборудования;
• функционал ПО должен обеспечивать моделирование балансов за любые промежутки времени в зависимости от расписания опроса (час, день, неделя, месяц, год);
• формирование отчетов по потреблению энергоресурсов по группам потребителей по заданным условиям должно производиться в формах, согласованных с заказчиком;
• желательно присутствие в пакете программного обеспечения генератора отчетов и выходных форм, или должна быть возможность использования сторонних генераторов отчета с встраиванием шаблонов в интерфейс пользователей;
• ПО должно иметь гибкие функции экспорта/импорта данных на уровне файловой выгрузки.

6.6.4 Программное обеспечение до сдачи в эксплуатацию АССД должно адаптироваться к биллинговой системе:

• в части выгрузки информации о потреблении энергоресурсов с разбивкой по лицевым счетам;
• в части выгрузки/загрузки сведений о установленных приборах учета, лицевых счетах, адресах потребителей.

6.6.5 Количество одновременно работающих пользователей может ограничиваться только производительностью сервера.

6.6.6 АРМы пользователей должны функционировать в нормальном режиме на компьютерах, в конфигурации не ниже: процессор – 1000МГц, ОЗУ – 512Мб, диск – 40Гб.

Глава 7. Требования к метрологическому обеспечению

7.1 Метрологическое обеспечение АССД в соответствии с ГОСТ Р 8.596 должно включать в себя следующее:

— разработку и аттестацию МВИ электроэнергии (мощности) и МВИ других физических величин, связанных с измерениями при коммерческом учете;

— метрологическую экспертизу технической документации АССД;

— утверждение типа и испытания АССД с целью утверждения типа в соответствии с МИ 2441;

— поверку АССД;

— метрологический надзор за состоянием, применением и эксплуатацией средств измерений (учета) и АССД в целом;

— метрологический надзор за аттестованными МВИ, соблюдением метрологических правил и норм.

7.2 Поверке подлежат отдельные ИИК, внесенные в Государственный реестр средств измерений. Поверка производится в соответствии с нормативными документами, утверждаемыми по результатам испытаний по утверждению типа средства измерений.

7.3 До момента ввода АССД в постоянную эксплуатацию должна быть проведена метрологическая поверка агрегатных элементов, что должно быть подтверждено свидетельством о поверке. Поверка производится в соответствии с Приказом Госстандарта Российской Федерации от 18 июля 1994 года №125.

7.4 В соответствии с требованиями закона Российской Федерации «Об обеспечении единства измерений» до сдачи АССД в постоянную эксплуатацию при необходимости должна быть разработана и аттестована в установленном порядке МВИ. Разработку МВИ необходимо проводить в соответствии с ГОСТ Р 8.563.

Глава 8. Требования к работам и обслуживающему персоналу.

8.1 Требования к работам по созданию АССД.

8.1.1 Порядок выполнения предпроектного обследования:

• сбор и анализ данных;
• обследование точек учета и согласование их перечня с Заказчиком;
• актуализация и предоставление однолинейных схем электроснабжения;
• согласование с собственником электроустановки и Заказчиком мест установки устройств сбора-передачи данных, антенно-фидерных устройств на объектах сетевых организаций и в жилых домах;
• определение способа передачи данных (по коммутируемым или выделенным линиям связи, радиомодемной связи, GSM-связи, ВОЛС и т.д.);
• выдача рекомендаций по качественному составу оборудования и его техническим характеристикам с учетом условий эксплуатации (трансформаторы тока, автоматические выключатели, подогревы и т.д.);
• предоставление отчета о предпроектном обследовании, выдача рекомендаций и определения степени готовности к созданию АССД;
• определение мест установки приборов учёта тепловой энергии, размер помещения. Место установки тепловычислителя. Если на объектах уже установлены тепловычислители то их марку, марку и диаметры расходомеров .
• система теплоснабжения (зависимая, независимая).
• система ГВС ( открытая, закрытая), если закрытая то ВПУ в ИТП или 4-х трубная приготовления ГВС в ЦТП.
• температурный график объекта.
• расчётная тепловая нагрузка отопления и горячего водоснабжения. По горячей воде расчётные расходы воды (min., max).
• протяженность прокладки низкоточных проводов от узла учёта до ВПУ.
• определение мест установки приборов учёта холодной воды, размер помещения, возможность подключения к общедомовому прибору учёта тепловой энергии. Прокладка проводов от расходомера до места установки тепловычислителя. Если на объектах уже установлены тепловычислители то их марку, марку и диаметры расходомеров.
• расчётные расходы воды (min., max).
• протяженность прокладки низкоточных проводов от узла учёта до ВПУ.

8.1.2 Технические решения настоящего проекта должны быть выполнены в соответствии с:

• Правил устройств электроустановок (ПУЭ, издание седьмое);
• Требований к учету энергоресурсов;
• Правил учета;
• РД34.20.185-94 «Инструкция по проектированию городских электрических сетей»;
• ГОСТ8.437-81 «Системы информационно-измерительные. Метрологическое обеспечение. Основные положения»;
• ГОСТ 24.104-85 «Автоматизированные системы управления. Общие требования»;
• ГОСТ 24.601-86 «Автоматизированные системы управления. Стадия создания»;
• Проектирование и последующий монтаж оборудования должен осуществляться лицензированными проектными и монтажными организациями, в строгом соответствие с требованиями технических условий, выданных энергоснабжающими организациями, нормативных документов и документации производителя оборудования.

8.2 Требования к документации.

8.2.1 Оформление отчетных документов производится в соответствии с требованиями Единой системы конструкторской документации (ЕСКД) и ГОСТов на создание системы АССД;

8.2.2 При производстве работ совместно с потребителем производится оформление следующих документов:

• оформление актов приемки (замены) приборов учета энергоресурсов, с указанием всей информации по точке учета (с подписью потребителя);
• составление акта передачи демонтированного прибора учета его собственнику.

8.3 Требования к эксплуатации.

8.3.1 Гарантийные сроки эксплуатации оборудования, которое не изготавливается Подрядчиком, должны соответствовать требованиям технической документации соответствующих изготовителей. Виды, регламент и периодичность технического обслуживания этих элементов определяются заводскими инструкциями по эксплуатации этих устройств.

8.3.2 Средства измерений системы должны поверяться в установленном порядке в сроки, определенные в паспортах на изделия.

8.3.3 Конструктивное исполнение узлов учёта и их составных частей должно быть сконструировано таким образом, чтобы обеспечить свободный доступ к отдельным блокам для контроля их работоспособности и замены.

8.3.4 Ремонт системы должен обеспечиваться посредством замены неисправных устройств или их составных частей.

8.3.5 Ремонт технических средств, входящих в систему должен производится в лабораторных условиях.

8.3.6 Хранение компонентов системы осуществляется в соответствии с технической документацией на составные части системы.

8.4 Требования к организационно-методическому обеспечению.

До вступления в силу технических регламентов подлежат исполнению, в том числе надзорными органами, в части, не противоречащей законодательству Российской Федерации, следующие нормативные акты и документы:

8.4.1 «Положение о составе разделов проектной документации и требованиях к их содержанию», утвержденное постановлением Правительства Российской Федерации от 16 февраля 2008 года № 87 (далее — Положение о составе разделов проектной документации);

8.4.2 «Положение об организации, проведения реконструкции, ремонта и технического обслуживания жилых домов, объектов коммунального хозяйства и социально-культурного назначения» ВСН 58-88(р), утвержденное Приказом Госкомархитектуры Госстроя СССР от 23 ноября 1988 года № 312;

8.4.3 «Положение по техническому обследованию жилых зданий» ВСН 57-88(р), утвержденное Приказом Госкомархитектуры Госстроя СССР от 06 июля 1988 года № 191 (далее — ВСН 57-88);

8.4.4 «Правила оценки физического износа жилых зданий» ВСН 53-86(р), утвержденные приказом Госгражданстроя СССР от 24 декабря 1986 года № 446 (далее ВСН 53-86(р);

8.4.5 «Реконструкция и капитальный ремонт жилых домов; Нормы проектирования» ВСН 61-89(р), утвержденные приказом Госкомархитектуры Госстроя СССР от 26 декабря 1989 года № 250;

8.4.6 «Правила приемки в эксплуатацию законченных капитальным ремонтом жилых зданий» ВСН 42-85(р), утвержденные приказом Гражданстроя СССР от 07 мая 1985 года № 135 (в ред. изменений № 1, утвержденных приказом Госстроя России от 06 мая 1997 года № 17-16);

8.4.7 «Положение о проведении планово-предупредительного ремонта производственных зданий и сооружений», утвержденное постановлением Госстроя СССР от 29 декабря 1973 года № 279;

8.4.8 Свод правил «Проектирование тепловых пунктов» СП 41.101-95;

8.4.9 Свод правил «Проектирование тепловой защиты зданий»» СП 23-101-2004;

8.4.10 «Правила технической эксплуатации тепловых установок»;

8.4.11 «Правила учета тепловой энергии и теплоносителя»;

8.4.12 ВСН 58-88(р), Госкомархитектуры. Положение об организации, проведении реконструкции, ремонта и технического обследования жилых зданий, объектов коммунального хозяйства и социально-культурного назначения;

8.4.13 ВСН 61-89(р), Госкомархитектуры. Реконструкция и капитальный ремонт жилых домов. Нормы проектирования.

8.4.14 «Инструкция о составе, порядке разработки, согласования и утверждения проектно-сметной документации на капитальный ремонт жилых зданий» МДС 13-1.99, утвержденная постановлением Госстроя России от 17 декабря 1999 года;

8.4.15 «Методика определения стоимости строительной продукции на территории Российской Федерации» МДС 81-35.2004, утвержденная постановлением Госстроя Российской Федерации от 05 марта 2004 года № 15/1 ;

8.4.16 «Указания по применению федеральных единых расценок на ремонтно-строительные работы» МДС 81-38.2004, утвержденные постановлением Госстроя Российской Федерации от 09 марта 2004 года № 37;

8.4.17 «Методические указания по определению величины накладных расходов в строительстве» МДС 81-33.2004, утвержденные постановлением Госстроя России от 12 января 2004 года № 6;

8.4.18 «Методические указания по определению величины сметной прибыли в строительстве» МДС 81-25.2001, утвержденные постановлением Госстроя России от 28 февраля 2001 года № 15;

8.4.19 «Государственные элементные сметные нормы на ремонтно-строительные работы» ГЭСНр 81-04-2001, утвержденные постановлением Госстроя России от 17 декабря № 77;

8.4.20 «Сборник сметных норм и затрат на строительство временных зданий и сооружений при производстве строительно-монтажных работ» ГСНр 81-05-01-2001, утвержденный постановлением Госстроя России от 07 мая 2001 года № 46;

8.4.21 «Сборник сметных норм дополнительных затрат при производстве строительно-монтажных работ в зимнее время» ГСНр 81-05-02-2001, утвержденный постановлением Госстроя России от 19 июня 2001 года № 61;

8.4.22 «Изменения и дополнения к государственным элементным сметным нормам» на ремонтно-строительные, пусконаладочные, строительные работы и на монтаж оборудования, утвержденные соответственно постановлениями Госстроя Российской Федерации №№ 38, 40, 41и 42 в 2004 году.

8.4.23 Введены некоторые новые строительные нормы и правила взамен устаревших:

8.4.24 СНиП 31-01-2003 «Здания жилые многоквартирные», утвержден постановлением Госстроя Российской Федерации от 23 июня 2003 года № 109;

8.4.25 СНиП 31-05-2003 « Общественные здания административного назначения», утвержден постановлением Госстроя Российской Федерации от 23 июня 2003 года № 112;

8.4.26 СНиП 12-01-2004 «Организация строительства», утвержден постановлением Госстроя Российской Федерации от 19 апреля 2004 года № 70;

8.4.27 СНиП 23-02-2003 «Тепловая защита зданий», утвержден постановлением Госстроя России от 26 июня 2003 года № 113;

8.4.28 СНиП 41-03-2003 «Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов», утвержден постановлением Госстроя России от 26 июня 2003 года № 114;

8.4.29 СНиП 41-01-2003 «Отопление, вентиляция и кондиционирование», утвержден постановлением Госстроя России от 26 июня 2003 года № 115;

8.4.30 ГОСТ Р 51387-99 «Энергосбережение. Нормативно-методическое обеспечение. Основные положения.»;

8.4.31 ГОСТ Р 51541-99 «Энергосбережение. Энергетическая эффективность. Состав показателей. Общие положения.»;

8.4.32 ГОСТ Р 51388-99 «Энергосбережение. Информирование потребителей об энергоэффективности изделий бытового и коммунального назначения. Общие требования»;

8.4.33 ГОСТ Р 51749-2001 «Энергосбережение. Энергопотребляющее оборудование общепромышленного применения. Виды. Типы. Группы. Показатели энергетической эффективности. Идентификация»;

8.4.34 ГОСТ Р 51649-2000 «Теплосчетчики для водяных систем теплоснабжения. Общие технические условия»;

8.4.35 ГОСТ 30166-9.5 «Ресурсосбережение. Основные положения»

8.4.36 Частью второй «Гражданского кодекса Российской Федерации» (федеральный закон);

8.4.37 «Об электроэнергетике» (федеральный закон №35-ФЗ от 26.03.2003г.);

8.4.38 «О техническом регулировании» (федеральный закон от №184-ФЗ от 27.12.2002г.);

8.4.39 «Законом об обеспечении единства измерений» (федеральный закон от 27.04.93 № 4871-1);

8.4.40 «Законом об энергосбережении» (федеральный закон, принят Государственной думой 13.03.96);

8.4.41 Постановлением Правительства Российской Федерации от 27.12.97 № 1619 «О ревизии средств учета электрической энергии и маркировании их специальными знаками визуального контроля»;

8.4.42 «Правилами учета электрической энергии», утвержденными Министерством топлива и энергетики РФ и Министерством строительства РФ, согласованными с Госстандартом, Главгосэнергонадзором и РАО «ЕЭС России» (акт федерального органа исполнительной власти, зарегистрирован в Минюсте РФ 24.10.96 под № 1182);

8.4.43 «Положением о порядке проведения ревизии и маркирования специальными знаками визуального контроля средств учета электрической энергии», утвержденным Министерством топлива и энергетики РФ и Государственным комитетом РФ по стандартизации и метрологии (акт федерального органа исполнительной власти, зарегистрирован в Минюсте РФ 20.10.98 под № 1636);

8.4.44 «Порядком вывода на федеральный (общероссийский) оптовый рынок электрической энергии (мощности) энергоемких организаций – потребителей» (утвержден Постановлением ФЭК от 7.09.00 № 47/1);

8.4.45 «Положением об организации коммерческого учета электроэнергии и мощности на оптовом рынке» (Утвержден Председателем Правления РАО «ЕЭС России» 12.10.2001, согласован Минэнерго РФ.);

8.4.46 ФЗ №152 «О персональных данных»;

8.4.47 В части организации метрологического обеспечения, помимо общетехнических стандартов по метрологии, коммерческий учет электроэнергии должен соответствовать следующим нормативным документам:

— ГОСТ 8.217-87. Трансформаторы тока. Методика поверки.

— ГОСТ 8.216-87. Трансформаторы напряжения. Методика поверки.

— ГОСТ Р 8.563–96. ГСИ. Методика выполнения измерений.

— РД 34.09.101-94. Инструкция по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и потреблении.

— РД 34.11.502-95. Методические указания. Организация и порядок проведения метрологической экспертизы документации на стадии разработки и проектирования.

— РД 34.11.202-95. Методические указания. Измерительные каналы информационно-измерительных систем. Организация и порядок проведения метрологической аттестации.

— РД 34.11.333-97. Типовая методика выполнения измерений количества электрической энергии.

— РД 34.11.334-97. Типовая методика выполнения измерений электрической мощности.

— АВОД.466364.007МП. Автоматизированные системы коммерческого учета электрической энергии АСКУЭ-С. Методика поверки. – М., ВНИИМС, 2001.

[1] Необходимость пункта уточняется в техническом задании на АССД

[2] Данное требование выполняется при его наличии в Техническом задании на систему

[3] Необходимость регулирования согласовывается с собственником