Технические требования к приборам учета электрической энергии и иному оборудованию в многоквартирных домах и типовые решения присоединения приборов учета к интеллектуальной системе учета гарантирующего поставщика. 

I раздел. Порядок ввода в эксплуатацию приборов учета электрической энергии.

Застройщик многоквартирного дома (далее - МКД), разрешение на строительство которого выдано после 1 января 2021 года, согласно Постановлению Правительства РФ №442 от 04.05.2012г «О функционировании розничных рынков…» (далее - ПП №442), обязан:

1.Согласовать выбранные инженерно-технические решения с ЗАО «БЭЛС», включая приборы учета, измерительные трансформаторы и способ присоединения приборов учета к интеллектуальной системе учета электрической энергии ЗАО «БЭЛС» (далее – ИСУ ЗАО «БЭЛС»);

2.Согласовать с ЗАО «БЭЛС» разработанную проектную документацию в части раздела «Система электроснабжения»;

3.После завершения работ по строительству МКД застройщик уведомляет ЗАО «БЭЛС» о необходимости допуска к эксплуатации индивидуальных приборов учета с приложением следующих документов:

а) сведения о застройщике (для юридических лиц - полное наименование, основной государственный регистрационный номер в ЕГРЮЛ и дата внесения в реестр, для индивидуальных предпринимателей - основной государственный регистрационный номер индивидуального предпринимателя в Едином государственном реестре индивидуальных предпринимателей и дата внесения в реестр);

б) копию протокола согласования с ЗАО «БЭЛС» выбранных технических решений;

в) копию подраздела проектной документации раздела «Система электроснабжения»);

г) копии технических паспортов на все установленные приборы учета электрической энергии, устройства сбора и передачи данных и иную сопроводительную техническую и гарантийную документацию, необходимым для обеспечения коммерческого учета электрической энергии и присоединения приборов учета к ИСУ ЗАО «БЭЛС».

4.После подписания сетевой организацией акта об осуществлении технологического присоединения МКД с применением постоянной схемы электроснабжения ЗАО «БЭЛС» приступает к допуску к эксплуатации приборов учета электрической энергии (срок осуществления допуска не более 30 дней со дня получения ЗАО «БЭЛС» уведомления от застройщика о необходимости получения такого допуска).
В случае обнаружения несоответствия установленных приборов учета электрической энергии, ЗАО «БЭЛС» в письменной форме составляет перечень замечаний, после устранения которых застройщик повторно направляет уведомление о необходимости проведения процедуры допуска.

5.После успешной процедуры допуска к эксплуатации всех приборов учета электрической энергии, установленных в МКД, в течение 10 рабочих дней застройщик составляет и направляет в ЗАО «БЭЛС» 2 экземпляра акта приема-передачи в эксплуатацию приборов учета по форме согласно Приложению 1.

II раздел. Технические требования к приборам учета электрической энергии.

1. Перечень функций приборов учета электрической энергии, которые должны быть присоединены к интеллектуальной системе ЗАО «БЭЛС»:

а) измерение активной и реактивной энергии в сетях переменного тока в двух направлениях с классом точности 1,0 и выше по активной энергии и 2,0 по реактивной энергии (0,5S и выше по активной энергии и 1,0 по реактивной энергии для приборов учета электрической энергии трансформаторного включения) и установленным интервалом между поверками не менее 16 лет для однофазных приборов учета электрической энергии и не менее 10 лет для трехфазных приборов учета электрической энергии;

б) возможность выполнения измерений с применением коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов тока и напряжения (для приборов учета электрической энергии трансформаторного включения);

в) ведение времени независимо от наличия напряжения в питающей сети с абсолютной погрешностью хода внутренних часов не более 5 секунд в сутки, а также с возможностью смены часового пояса;

г) возможность синхронизации и коррекции времени с внешним источником сигналов точного времени;

д) возможность учета активной и реактивной энергии с фиксацией на конец программируемых расчетных периодов и по не менее чем 4 программируемым тарифным зонам с не менее чем 4 диапазонами суммирования в каждом (далее - тарифное расписание);

е) измерение и вычисление:

• фазного напряжения в каждой фазе;
• линейного напряжения (для трехфазных приборов учета электрической энергии);
• фазного тока в каждой фазе;
• активной, реактивной и полной мощности в каждой фазе и суммарной мощности;
• значения тока в нулевом проводе (для однофазного прибора учета электрической энергии);
• небаланса токов в фазном и нулевом проводах (для однофазного прибора учета электрической энергии);
• частоты электрической сети;

ж) нарушение индивидуальных параметров качества электроснабжения (погрешность измерения параметров должна соответствовать классу S или выше согласно ГОСТ 30804.4.30-2013);

з) контроль наличия внешнего переменного и постоянного магнитного поля;

и) отображение на встроенном и (или) выносном цифровом дисплее:

• текущих даты и времени;
• текущих значений потребленной электрической энергии суммарно и по тарифным зонам;
• текущих значений активной и реактивной мощности, напряжения, тока и частоты;
• значения потребленной электрической энергии на конец последнего программируемого расчетного периода суммарно и по тарифным зонам;
• индикатора режима приема и отдачи электрической энергии;
• индикатора факта нарушения индивидуальных параметров качества электроснабжения; индикатора вскрытия электронных пломб на корпусе и клеммной крышке прибора учета электрической энергии;
• индикатора факта события воздействия магнитных полей со значением модуля вектора магнитной индукции свыше 150 мТл (пиковое значение) на элементы прибора учета электрической энергии;
• индикатора неработоспособности прибора учета электрической энергии вследствие аппаратного или программного сбоя;

к) отображение информации в единицах величин, допущенных к применению в Российской Федерации Положением о единицах величин, допускаемых к применению в Российской Федерации, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 31 октября 2009 г. N 879 "Об утверждении Положения о единицах величин, допускаемых к применению в Российской Федерации" (обозначение активной электрической энергии - в кВт·ч, реактивной - в кВАр·ч);

л) индикацию функционирования (работоспособного состояния) на корпусе и выносном дисплее (при наличии выносного дисплея);

м) наличие 2 интерфейсов связи для организации канала связи (оптического и иного другого), а в отношении приборов учета электрической энергии трансформаторного включения также по цифровому электрическому интерфейсу связи RS-485 или цифровому электрическому интерфейсу связи Ethernet;

н) защиту прибора учета электрической энергии от несанкционированного доступа с помощью реализации в приборе учета:

• идентификации и аутентификации;
• контроля доступа;
• контроля целостности;
• регистрации событий безопасности в журнале событий;

о) фиксирование несанкционированного доступа к прибору учета посредством энергонезависимой электронной пломбы, фиксирующей вскрытие клеммной крышки и вскрытие корпуса (для разборных корпусов);

п) фиксацию воздействия постоянного или переменного магнитного поля с указанием даты и времени воздействия со значением модуля вектора магнитной индукции свыше 150 мТл (пиковое значение);

р) запись событий в отдельные выделенные сегменты энергонезависимой памяти прибора учета электрической энергии (с указанием даты и времени), результатов нарушения индивидуальных параметров качества электроснабжения - в отдельные выделенные сегменты энергонезависимой памяти прибора учета электрической энергии (далее соответственно - журнал событий, ведение журнала событий) в объеме не менее чем на 500 записей;

с) ведение журнала событий, в котором должно фиксироваться следующее:

• дата и время вскрытия клеммной крышки;
• дата и время вскрытия корпуса прибора учета электрической энергии (для разборных корпусов);
• дата, время и причина включения и отключения встроенного коммутационного аппарата;
• дата и время последнего перепрограммирования;
• дата, время, тип и параметры выполненной команды;
• попытка доступа с неуспешной идентификацией и (или) аутентификацией;
• попытка доступа с нарушением правил управления доступом;
• попытка несанкционированного нарушения целостности программного обеспечения и параметров;
• изменение направления перетока мощности (для однофазных и трехфазных приборов учета электрической энергии);
• дата и время воздействия постоянного или переменного магнитного поля со значением модуля вектора магнитной индукции свыше 150 мТл (пиковое значение) с визуализацией индикации;
• факт связи с прибором учета электрической энергии, приведшей к изменению параметров конфигурации, режимов функционирования (в том числе введение полного и (или) частичного ограничения (возобновления) режима потребления электрической энергии (управление нагрузкой);
• дата и время отклонения напряжения в измерительных цепях от заданных пределов;
• отсутствие или низкое напряжение при наличии тока в измерительных цепях с конфигурируемыми порогами (кроме однофазных и трехфазных приборов учета электрической энергии прямого включения);
• отсутствие напряжения либо значение напряжения ниже запрограммированного порога по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;
• инверсия фазы или нарушение чередования фаз (для трехфазных приборов учета электрической энергии);
• превышение соотношения величин потребления активной и реактивной мощности;
• небаланс тока в нулевом и фазном проводе (для однофазных приборов учета электрической энергии);
• превышение заданного предела мощности;

т) формирование по результатам автоматической самодиагностики обобщенного события или каждого факта события;

у) изменение текущих значений времени и даты при синхронизации времени с фиксацией в журнале событий времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано значение;

ф) возможность полного и (или) частичного ограничения (возобновления) режима потребления электрической энергии, приостановление или ограничение предоставления коммунальной услуги (управление нагрузкой) с использованием встроенного коммутационного аппарата, в том числе путем его фиксации в положении "отключено" непосредственно на приборе учета электрической энергии номинальным напряжением до 1000 В (кроме приборов учета электрической энергии трансформаторного включения), в следующих случаях:

• запрос интеллектуальной системы учета;
• превышение заданных в приборе учета электрической энергии пределов параметров электрической сети;
• превышение заданного в приборе учета электрической энергии предела электрической энергии (мощности);
• несанкционированный доступ к прибору учета электрической энергии (вскрытие клеммной крышки, вскрытие корпуса (для разборных корпусов) и воздействие постоянным и переменным магнитным полем);

х) возобновление подачи электрической энергии по запросу интеллектуальной системы учета, в том числе путем фиксации встроенного коммутационного аппарата в положении "включено" непосредственно на приборе учета электрической энергии;

ц) хранение профиля принятой и отданной активной и реактивной энергии (мощности) с программируемым интервалом времени интегрирования 30 и 60 минут и периодом хранения не менее 90 суток (при времени интегрирования 30 минут);

ч) хранение в энергонезависимом запоминающем устройстве прибора учета электрической энергии данных по принятой и отданной активной и реактивной энергии с нарастающим итогом на начало текущего расчетного периода и не менее 36 предыдущих программируемых расчетных периодов;

ш) обеспечение энергонезависимого хранения журнала событий, выявление фактов изменения (искажения) информации, влияющих на информацию о количестве и иных параметрах электрической энергии, а также фактов изменения (искажения) программного обеспечения прибора учета электрической энергии;

щ) возможность организации с использованием защищенных протоколов передачи данных из состава протоколов, утвержденных Министерством цифрового развития, связи и массовых коммуникаций Российской Федерации по согласованию с Министерством энергетики Российской Федерации, информационного обмена с интеллектуальной системой учета, в том числе передачи показаний, предоставления информации о результатах измерения количества и иных параметров электрической энергии, передачи журналов событий и данных о параметрах настройки, а также удаленного управления прибором учета электрической энергии, не влияющих на результаты выполняемых приборами учета электрической энергии измерений, включая:

• корректировку текущей даты и (или) времени, часового пояса;
• изменение тарифного расписания;
• программирование состава и последовательности вывода сообщений и измеряемых параметров на дисплей;
• программирование параметров фиксации индивидуальных параметров качества электроснабжения;
• программирование даты начала расчетного периода;
• программирование параметров срабатывания встроенных коммутационных аппаратов;
• изменение паролей доступа к параметрам;
• изменение ключей шифрования;
• управление встроенным коммутационным аппаратом путем его фиксации в положении "отключено" (кроме приборов учета электрической энергии трансформаторного включения);

э) возможность передачи зарегистрированных событий в интеллектуальную систему учета по инициативе прибора учета электрической энергии в момент их возникновения и выбор их состава.

2. Для приборов учета электрической энергии непосредственного включения номинальным напряжением до 1000 В необходимо наличие возможности физической (аппаратной) блокировки срабатывания встроенного коммутационного аппарата, используемого для полного и (или) частичного ограничения (возобновления) режима потребления электрической энергии, приостановления или ограничения предоставления коммунальной услуги (управление нагрузкой). Реализация физической (аппаратной) блокировки должна сопровождаться процессом опломбирования.

3. Установленный интервал между поверками измерительных трансформаторов тока напряжением менее 1000 В (для приборов учета электрической энергии трансформаторного включения) должен составлять не менее 8 лет.

4. Индивидуальные и общие (квартирные) приборы учета электрической энергии в МКД должны устанавливаться на границе раздела внутридомовых электрических сетей и внутриквартирных электрических сетей вне жилых помещений.

5. Каждому абоненту необходимо обеспечить возможность беспрепятственного считывания показаний прибора учета. Конструкцией этажного электрощита необходимо обеспечить регулировку посадочного места прибора учета для совмещения центра индикатора прибора учета с центром смотрового окна дверки электрощита. Расстояние от защитного стекла дверки электрощита до плоскости индикатора прибора учета не должно превышать 20 мм. Регулировка посадочного места должна обеспечивать возможность установки как однофазного, так и трехфазного прибора учета.

6. Согласно п.32 Постановления Правительства РФ установленные застройщиком многоквартирного дома приборы учета электроэнергии должны иметь возможность быть присоединены к интеллектуальной системе учета ЗАО «БЭЛС» (АИИС «Матрица») варианты технических решений рассмотрены в III разделе.

III раздел. Типовые технические решения присоединения приборов учета электрической энергии к интеллектуальной системе ЗАО «БЭЛС».

1.Первое типовое решение (с использованием интерфейсов PLC, УСПД и беспроводного (GPRS) канала связи):

 
PLC (Power Line Communication) обеспечивает передачу данных по силовым линиям электропитания, те по тем же проводам, по которым напряжение подводится к потребителю. В микроконтроллер счётчика встроен PLC модем, который является основным каналом для передачи информации.  PLС модем обеспечивает обмен данными через низковольтную сеть переменного тока (PLC).

Данные с приборов учета по PL-сети собираются маршрутизатором (УСПД), установленным в ВРУ МКД и по GPRS передаются в Центр сбора данных ЗАО «БЭЛС».

Приборы учета должны иметь возможность интеграции с ПО «Матрица» Sims 6.0.

2.Второе типовое решение (с использованием интерфейсов PLC+RF, УСПД и беспроводного (GPRS) канала связи):

 
Приборы учета с технологией «Hybrid» PLC+RF – это приборы учета с комбинированным решением коммуникаций по силовым линиям PLC с возможностью альтернативной коммуникации по радиоканалу. Такого типа приборы учета самостоятельно выбирают более качественный канал связи с УСПД.

Данные с приборов учета по PL-сети либо по RF-каналу собираются маршрутизатором (УСПД), установленным в ВРУ МКД и по GPRS передаются в Центр сбора данных ЗАО «БЭЛС».

Приборы учета должны иметь возможность интеграции с ПО «Матрица» Sims 6.0.

3.Третье типовое решение (с использованием проводной передачи данных RS-485 и беспроводного (GPRS) канала связи):

 
RS-485 – технология передачи данных по витой паре проводом. Линии связи должны быть проложены в отдельных коробах. Передача данных осуществляется с помощью дифференциальных сигналов.

Данные с приборов учета по RS-485-каналу собираются маршрутизатором (УСПД), установленным в ВРУ МКД и по GPRS передаются в Центр сбора данных ЗАО «БЭЛС».

Приборы учета должны иметь возможность интеграции с ПО «Матрица» Sims 6.0.

Все элементы интеллектуальной системы учета (ИСУ) должны быть совместимы между собой и взаимодействовать в качестве единой системы без ограничений функционала, заложенного производителем. Функционал ИСУ должен официально поддерживаться в полном объёме программным обеспечением верхнего уровня SIMS 6,0 компании «Матрица», используемого в ЗАО «БЭЛС».