Техническое задание на выполнение проектных работ по

Техническое задание
на выполнение проектных работ по оснащению
многоквартирных домов коллективными (общедомовыми) приборами учета
электрической энергии с АСДС в рамках 261 ФЗ РФ
Условные обозначения и сокращения
ПР – проектные работы;
АСДС – автоматизированная система дистанционного сбора;
АРМ - автоматизированное рабочее место;
АВР – автоматический ввод резерва;
КЛ - кабельная линия;
ГРЩ – главный распределительный щит
ЦСОД – центр сбора и обработки данных;
ИВК - информационно - вычислительный комплекс;
ИВКЭ - информационно - вычислительный комплекс электроустановки (УСПД,
концентратор и т.п.);
ИИК - измерительно-информационный комплекс точки учёта;
ПО - программное обеспечение;
МКЖД – многоквартирный жилой дом;
УСПД - устройства сбора и передачи данных;
Ethernet - пакетная технология передачи данных преимущественно локальных
компьютерных сетей;
GSM - глобальный цифровой стандарт для мобильной сотовой связи;
GPRS - надстройка над технологией мобильной связи GSM, осуществляющая
пакетную передачу данных;
RS-485 - стандарт передачи данных по двухпроводному полудуплексному
многоточечному последовательному каналу связи;
TCP/IP - набор сетевых протоколов разных уровней модели сетевого
взаимодействия, используемых в сетях.
1. Общие сведения
1.1. Предмет договора
Выполнение ПР по оснащению многоквартирных домов коллективными
(общедомовыми) приборами учета электрической энергии с АСДС в рамках 261-ФЗ РФ.
1.2. Назначение
 Выполнение требований федерального закона № 261 ФЗ РФ от 23.11.2009 г. статья
13;
 Сокращения потерь электроэнергии;
 Модернизация систем учета.
1.3. Основание для проведения работ
 Федеральный закон №261 ФЗ РФ от 23.11.2009 г.
 Постановление Правительства №442 от 04.05.2012 г.
1.4. Объекты
Установка узлов учета электроэнергии с АСДС производится в многоквартирных
домах, приведенных в Приложении №1 к настоящему Договору.
2. Общие технические требования
2.1.1. Продукция должна быть новой, ранее не использованной, годом выпуска не
ранее 2016 года.
2.1.2. Все используемое оборудование должно соответствовать условиям
эксплуатации, конструктивное исполнение соответствовать требованиям климатического
исполнения по ГОСТ 15150-69 и удовлетворяющее требованиям к рабочему диапазону
температур от -40 до +60.
2.1.3. Типы применяемых компонентов систем учета (счетчики электрической
энергии, измерительные трансформаторы и т.д.) электроэнергии должны быть
утверждены федеральным органом исполнительной власти по техническому
регулированию и метрологии, внесены в государственный реестр средств измерений.
2.1.4. На каждую единицу поставляемого оборудования продукции должен быть
предоставлен паспорт, комплектность по спецификации, руководство по эксплуатации.
Копия сертификата качества предоставляется на поставляемое оборудование.
2.1.5. Трансформаторы тока по техническим характеристикам должны
соответствовать ГОСТ 7746-2001. Коэффициенты трансформаторов тока должны быть
выбраны по условиям фактической нагрузки и требованиям Правил устройства
электроустановок и определены по результатам предпроектного обследования. Значения
допустимых классов точности трансформаторов тока определяется исходя из условий
объекта измерений;
2.1.6. Трансформаторы напряжения по техническим характеристикам должны
соответствовать ГОСТ 1983-2001. Значения допустимых классов точности
трансформаторов напряжения определяется исходя из условий объекта измерений;
2.1.7. Технические
параметры
и
метрологические
характеристики
устанавливаемых приборов учета электрической энергии должны соответствовать
требованиям ГОСТ 31819.21-2012 и ГОСТ 31819.22-2012 "Статические счетчики ваттчасов активной энергии переменного тока".
2.1.8. Устанавливаемые приборы учета должны соответствовать следующим
требованиям:
 класс точности 1,0 и выше, наличие функции хранения профиля нагрузки;
 обеспечение работоспособности в диапазоне температур, определенных
условиями эксплуатации;
 межповерочный интервал не менее 10-ти лет;
 средняя наработка на отказ не менее 100 000 часов.
2.1.9. На вновь устанавливаемых трехфазных счетчиках должны быть пломбы
государственной поверки с давностью не более 12 месяцев, а на однофазных счетчиках - с
давностью не более 2 лет (п.1.5.13 ПУЭ).
2.1.10. Чувствительность средств учета должна соответствовать минимальной
расчетной нагрузке присоединения.
2.1.11. На приборы учёта и шкафы учета должны быть нанесены логотипы с целью
идентификации присоединения и собственника оборудования.
2.1.12. Монтаж
измерительного
комплекса
(счетчика
электроэнергии,
трансформатора тока и др.) предусмотреть в соответствии с гл. 1.5 ПУЭ.
2.1.13. Средства учета электрической энергии и контроля ее качества должны быть
защищены от несанкционированного доступа для исключения возможности искажения
результатов измерений. Необходимо исключить наличие открытых неизолированных
токоведущих частей до пункта учета.
2.1.14. Высота от пола до коробки зажимов электросчетчика должна быть в
пределах 0,8 – 1,7 м с уклоном не более 10. Конструкция крепления электросчетчика
должна обеспечить возможность установки и съема его с лицевой стороны.
2.1.15. Счетчики должны размещаться в легкодоступных для обслуживания сухих
помещениях, в достаточно свободном для работы месте.
2.1.16. При монтаже электропроводки оставлять концы провода длиной не менее
120 мм. Изоляция или оболочка нулевого провода на длине 100 мм перед счетчиком
должна иметь отличительную окраску.
2.1.17. Системы АСДС должны быть совместимы с ПО ИКМ «Пирамида»
разработчика «Системы и технологии» или ПО «АльфаЦЕНТР» разработчика «Эльстер
Метроника».
2.1.18. Каналообразующая аппаратура, должна обеспечивать передачу информации
в Центр сбора и обработки данных АО «СПб ЭС» со скоростью не ниже 9600 б/с.
Возможны следующие варианты организации каналов связи: GSM-GPRS по протоколу
TCP/IP.
2.1.19. Средства измерений, входящие в состав АСДС (измерительные
трансформаторы тока и напряжения, счетчики электроэнергии, контроллеры), должны
быть внесены в Госреестр средств измерений, допущенных к применению в Российской
Федерации;
2.1.20. В установленных законодательством Российской Федерации об обеспечении
единства измерений и о техническом регулировании случаях конструкцией
устанавливаемого оборудования (трансформаторов тока, счетчиков, ИКК и т.д.) должна
быть предусмотрена возможность установки контрольной пломбы и (или) знаков
визуального контроля для исключения несанкционированного доступа к коллективным
(общедомовым) приборам учета (измерительным трансформаторам) и элементам АСДС, а
также к неизолированным токоведущим частям до коллективного (общедомового)
прибора учета.
2.1.21. Коллективные (общедомовые) приборы учета электрической энергии
устанавливаются на границе балансовой принадлежности объектов электросетевого
хозяйства и внутридомовых электрических сетей МКЖД и должны обеспечивать учет
всей электрической энергии, потребленной в МКЖД, в том числе бытовыми
потребителями, на общедомовые нужны и в нежилых встроенных помещениях.
2.1.22. В случае невозможности установки коллективного (общедомового) прибора
учета на границе балансовой принадлежности объектов электросетевого хозяйства и
внутридомовых электрических сетей МКЖД (в ГРЩ МКЖД) в силу отсутствия
технической возможности, либо при отказе собственника или представителя жильцов
МКЖД (исполнителя коммунальных услуг) в допуске к месту установки коллективного
(общедомового) прибора учета, обеспечить организацию учета электрической энергии,
потребляемой МКЖД, в границах объектов электросетевого хозяйства Заказчика в месте,
максимально приближенном к границе балансовой принадлежности.
Надлежащим подтверждением отсутствия технической возможности установки
коллективного (общедомового) прибора учета на границе балансовой принадлежности
объектов электросетевого хозяйства и внутридомовых электрических сетей МКЖД
является Акт обследования, составленный в соответствии с приказом Минрегиона России
от 29.12.2011 № 627 «Об утверждении критериев наличия (отсутствия) технической
возможности установки индивидуального, общего (квартирного), коллективного
(общедомового) приборов учета, а также формы акта обследования на предмет
установления наличия (отсутствия) технической возможности установки таких приборов
учета и порядка ее заполнения», согласованный с Заказчиком.
При необходимости допуска персонала Подрядчика к внутридомовым
электрическим сетям МКЖД для производства в рамках настоящего технического задания
ПИР, СМР, ПНР подрядная организация обеспечивает направление уведомления и
согласование планируемой даты и времени производства работ с собственником или
представителем жильцов МКЖД (исполнителем коммунальных услуг) в соответствии с
требованиями
Основных
положений
функционирования
розничных
рынков
электрической энергии, утвержденных постановлением Правительства РФ от 04.05.2012
№ 442. По факту недопуска собственником или представителем жильцов МКЖД
(исполнителем коммунальных услуг) персонала Подрядчика к месту установки
коллективного (общедомового) прибора учета подрядной организацией составляется Акт
о недопуске, отвечающий требованиям Основных положений функционирования
розничных рынков электрической энергии, утвержденных постановлением Правительства
РФ от 04.05.2012 № 442.
2.1.23. Предусмотреть возможность дальнейшего развития системы учета
электрической энергии в МКЖД и включение в нее совместимых моделей
индивидуальных приборов учета, приборов учета на общедомовые нужды и в нежилых
помещениях с возможностью передачи данных этих приборов учета в ЦСОД Заказчика
без дополнительной модернизации оборудования, установленного в МКЖД.
2.1.24. В случае наличия на границе балансовой принадлежности объектов
электросетевого хозяйства и внутридомовых электрических сетей МКЖД ранее
установленного коллективного (общедомового) прибора учета, отвечающего требованиям
настоящего технического задания и с функциональными возможностями, позволяющими
реализовать интеграцию в АСДС, обеспечить передачу данных с этих коллективных
(общедомовых) приборов учета в ЦСОД Заказчика.
3. Состав и содержание работ
Все работы выполняются силами Подрядчика в соответствии с данным
техническим заданием.
Состав и содержание Работ включает в себя:
Все Работы выполняются силами Подрядчика и включают в себя, но не
ограничиваются следующими работами:

проведение предпроектного обследования каждого многоквартирного дома,
включенного в Приложение №1. Все необходимые исходные данные для проектирования
подрядчик получает собственными силами при проведении предпроектного обследования.
Согласовать отчет предпроектного обследования с Заказчиком;

разработка рабочего проекта для каждого Объекта отдельно. Согласовать рабочий
проект с Заказчиком и во всех необходимых инстанциях, в том числе и с
Эксплуатирующей организацией (балансодержателем инженерных сетей).

выполнить при необходимости проектирование реконструкции ГРЩ и вводов на
Объекте, для обеспечения возможности организации учета электроэнергии. Проект
выполнить отдельным томом для каждого Объекта. Согласовать проект с Заказчиком и
Эксплуатирующей организацией (балансодержателем инженерных сетей);

разработка сводно-сметного расчета для каждого Объекта отдельно, включающего
в себя строительно-монтажные работы, оборудование и пусконаладочные работы.
Согласовать с Заказчиком.
4. Требования к системе учета с автоматизированным сбором данных
4.1. Общие требования к системе учета с автоматизированным сбором данных:
 технические средства создаваемой системы учета с автоматизированным сбором
данных должны быть изготовлены производителем в виде законченных
укомплектованных изделий, для установки которых на месте эксплуатации достаточно
указаний, приведенных в эксплуатационной документации, в которой нормированы
метрологические характеристики измерительных каналов системы;
 необходимость уровня ИВКЭ определить в проектной документации;
 программное обеспечение, применяемые протоколы ИИК и коды ИВКЭ системы
должны быть открытыми стандартизированными и обеспечивать возможность интеграции
в существующий программно - технический комплекс ОАО «СПб ЭС», созданный на базе
программного обеспечения «Пирамида 2000»;
 система должна производить автоматический сбор с заданной периодичностью
данных измерений и хранение их в базе данных в течение 3,5 лет с регулярным
резервированием на внешних носителях информации;
 система должна обеспечивать снятие показаний со всех контролируемых ИИК
электрической энергии на единый момент времени;
 система должна обеспечивать контроль полноты и объема собранной информации
со всех контролируемых ИИК;
 система должна обеспечивать диагностику функционирования технических и
программных средств;
 система должна обеспечивать конфигурирование и настройку параметров
выполнения измерений и иных действий;
 система должна обеспечивать ведение системы единого времени, выработку
текущего времени с погрешностью не более 5 секунд в сутки.
4.2. Требования к ИИК:
Типы применяемых приборов учёта электроэнергии должны быть утверждены
федеральным органом исполнительной власти по техническому регулированию и
метрологии, внесены в государственный реестр средств измерений, соответствовать
требованиям ГОСТ 31819.21-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии
переменного тока. Частные требования. Часть 21. Статические счетчики активной энергии
классов точности 1 и 2, ГОСТ 31819.22-2012 Аппаратура для измерения электрической
энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной
энергии классов точности 0,2S и 0,5S и обеспечивать технические и функциональные
возможности.
4.2.1. Общие функциональные возможности:
 монтаж в щит учета, или на DIN-рейку, или на опору – в соответствии с местом и
способом установки;
 учет электрической энергии в одно- и трех- фазных сетях переменного тока;
 работу по одному или нескольким цифровым каналам связи;
 возможность проведения поверки счетчиков на месте установки;
 возможность учета не менее чем по 4 –м тарифам и не менее чем по 10 временным
зонам суток раздельно для каждого дня недели и праздничных дней с индивидуальным
тарифным расписанием для каждого месяца года;
 отображение параметров и событий на дисплее должно быть русифицировано
(исключение могут составлять единицы измерения параметров по единой системе
измерений – СИ, отображаемых на дисплее счетчика);
 ведение журнала событий, журнала показателей качества электричества, журнала
превышения порога мощности;
 измерение параметров качества электрической энергии в сети и отображение в
режиме индикации на дисплее:
o
действующее значение напряжения (в режиме индикации);
o
частота (в режиме индикации);
o
длительность провала напряжения (ведение журнала);
o
глубина провала напряжения (ведение журнала);
 длительность перенапряжения (ведение журнала).
 осуществление контроля правильности подключения измерительных цепей учета;
 защита данных учета и параметров счётчиков электрической энергии на
программном уровне - система паролей, на аппаратном уровне - механическая блокировка
от несанкционированного доступа (электронная пломба, аппаратная блокировка и т.д. );
 разграничение прав доступа на перепрограммирование в соответствии с паролями
доступа;
 ведение часов реального времени;
 погрешность хода внутренних часов не более ±0,5 сек. в сутки и иметь
возможность внешней синхронизации хода внутренних часов;
 самодиагностику счетчика (ежесуточно и при повторном включении питания) с
выводом результата неисправности на дисплей;
 программируемую последовательность сообщений и вывода измеряемых
параметров на дисплей счетчика;
 срок службы не менее - 24 лет;
 средняя наработка до отказа не менее 100 000 ч.;
 межповерочный интервал не менее 10 лет;
 защита от внешних электромагнитных и магнитных полей по ГОСТ Р 51070-97;
 наличие встроенной батареи в счетчике для обеспечения хода внутреннего таймера,
сохранения параметров программирования и хранения значений в энергонезависимой
памяти, срок службы которой должен быть не менее 10 лет;
 протоколы обмена данными соответствующие рекомендациям МЭК;
o функциональность программного обеспечения для реализации следующих задач:
o программирование счетчика;
o считывание данных и просмотра данных в эксплуатационном режиме (мгновенные
данные).
o
документирования данных и возможности конвертации информации в один из
распространенных форматов (*.xls, *.csv, *.txt,*.xml);
o
обмен данными на базе «открытых» протоколов с устройствами всех уровней
иерархии системы учета;
o защита от потери зафиксированных показаний (суммарных и по тарифам) при
отсутствии гарантированного питания.
4.2.2. Функциональные возможности при организации общедомового учета
электроэнергии:
 учет активной и реактивной энергии для однофазных счетчиков;
 учет активной и реактивной энергии и мощности для трехфазных счетчиков;
 класс точности для активной и реактивной энергии не хуже 1,0 - для
присоединений 0,4 (0,2) кВ;
 класс точности для активной (реактивной) энергии не хуже 0,5 (1,0) - для
присоединений 6-10 кВ;
 хранение профиля нагрузки с 30-ти минутным интервалом, данных по активной и
реактивной электроэнергии с нарастающим итогом за прошедший месяц, суточных
значений на глубину хранения не менее 90 суток, за текущий и прошедшие месяцы на
глубину не менее 12 месяцев, запрограммированных параметров не менее 3-х лет,
последних 100 зафиксированных событий;
 наличие встроенного цифрового дисплея отображения информации;
 диапазон по напряжению: от 173 В до 264 В для 1-фазных приборов учета; 3*(57,7115)/(100-200) В для 3-фазныхприборов учета трансформаторного включения с ТТ и ТН,
3*(120-230)/(208-400) В для приборов учета трансформаторного включения с ТТ;
 базовая (максимальная) сила тока счетчиков электрической энергии определяется
проектом;
 наличие электронной пломбы корпуса электросчетчика для защиты от его
вскрытия;
 возможность
программирования,
перепрограммирования,
управления
и
считывания параметров и данных локально [оптопорт, RS-485] и удаленно
[GSM/GPRS и др.].
4.3. Требования к каналам связи:
 при автоматизированном сборе данных учета передача данных должна
осуществляться по каналам связи, обеспечивающим сбор и обмен данными по
стандартным интерфейсам и протоколам обмена типа «запрос-ответ» в автоматическом и
в автоматизированном (по запросу) режимах. Выбор интерфейсов и каналов передачи
данных определяется проектом;
 передача информации об электропотреблении от счётчика до ИВКЭ
осуществляется по GSM/GPRS;
 передача информации об электропотреблении от счётчика до центра сбора
информации осуществляется по каналам сотовой связи стандарта GSM/GPRS;
 технические характеристики каналообразующей аппаратуры должны обеспечивать
скорость передачи информации в канале не менее 9600 б/с;
 выбор оборудования и канала передачи данных должен производиться с учетом
обеспечения надежности и экономичности (наименьших затрат) передачи данных.
4.4. Требования к надёжности:
Комплекс технических средств системы учета с автоматизированным сбором
данных по показателям надёжности должны
соответствовать требованиям
ГОСТ 27883-88.
Все элементы системы учета должны быть защищены:
 от внезапных отключений напряжения питания аппаратуры;
 от помех и искажений при передаче информации;
 от влияния отклонений температурных параметров, влажности, электромагнитных
полей по условиям работы аппаратуры;
 от несанкционированного доступа.
4.5. Метрологические и другие требования к оборудованию:
Средства измерений, входящие в состав АСДС (измерительные трансформаторы
тока и напряжения, счетчики электроэнергии, контроллеры), должны:
 быть из числа внесенных в Госреестр средств измерений допущенных к
применению в Российской Федерации;
 быть из числа внесенных в комплектность средств измерений «Системы
информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления ИИС «Пирамида»»;
 иметь действующие свидетельства о поверке;
4.6. Требования к электромагнитной совместимости:
 устройства системы учета должны удовлетворять требованиям ГОСТ Р 51318.22-99
по электромагнитной совместимости;
 уровень радиопомех, создаваемых устройствами и их составными частями, должен
соответствовать требованиям ГОСТ Р 51320-99.
4.7. Требования по эксплуатации, техническому обслуживанию, ремонту и
хранению:
 оборудование системы учета должно обеспечивать непрерывную работу в пределах
срока службы при условии проведения ремонтно-восстановительных работ;
 восстановление работоспособности системы учета должно производиться путем
замены неисправных модулей из состава ЗИП, с последующим ремонтом, вышедших из
строя модулей. Состав и количество модулей в ЗИП определяется проектом (не менее
5%);
 технические средства системы учета должны быть обслуживаемыми устройствами.
Техническое обслуживание должно заключаться в систематическом наблюдении за
правильностью работы устройства, в регулярном техническом осмотре и устранении
возникающих неисправностей допущенным для этих работ персоналом или
обслуживающей организацией;
 условия хранения технических средств системы учета должны отвечать
требованиям ГОСТ 15150-69.
4.8. Требования по стандартизации и унификации:
Система учета создается в соответствии с требованиями действующих нормативноправовых документов.
4.9. Требования к документированию:
 проектную документацию разработать в соответствии с Постановлением
Правительства РФ №87 от 16.02.2008 г., ГОСТ Р 21.1101-2013, ГОСТ 34.601-90, ГОСТ
34.602-89, РД 50-34.698-90, статьями №№47, 48 Градостроительного кодекса РФ, ПУЭ,
ПТЭ и отвечать требованиям СНИП, государственных норм и правил, действующих на
территории РФ;
4.10. Требования к безопасности:
 система учета должна удовлетворять требованиям международных и российских
нормативных документов по безопасности;
 по общим требованиям безопасности устройства, входящие в систему учета,
должны соответствовать ГОСТ 12.2.091-2002 и ГОСТ 25861-83;
 система учета на всех уровнях должна быть защищена от несанкционированного
доступа.
4.11. Требования к защите информации от несанкционированного доступа:
Защита от утечки информации должна обеспечиваться в соответствии с
действующими нормативно-техническими документами.
4.11.1. При создании Системы должны быть решены следующие вопросы обеспечения
информационной безопасности:
 необходимость и целесообразность защиты каждой из компонентов Системы;
 условия и критерии аттестации пользовательских рабочих мест с позиции
выполнения требований защиты информации от несанкционированного доступа;
 разработка или выбор методов и средств программно-технической защиты
информационных ресурсов на этапах сбора, обработки и транспортировки информации с
обеспечением степени ее защищенности, адекватной ценности и конфиденциальности
содержания.
4.11.2. Используемые
программно-технические
средства
защиты
от
несанкционированного доступа должны обеспечивать:
 идентификацию пользователей;
 передачу данных по сети в закодированном (зашифрованном) виде;
 контроль за процессами обработки информации путем автоматического ведения
системных журналов, в том числе, регистрацию попыток несанкционированного
доступа, обнаруживаемых программными средствами защиты.