Про затвердження Кодексу комерційного обліку електричної енергії
Нацком.енергетики, ком.послуг; Постанова, Кодекс від 14.03.2018311
Документ v0311874-18, чинний, поточна редакція — Прийняття від 14.03.2018
( Остання подія — Набрання чинності, відбулась 19.04.2018. Подивитися в історії? )


3.2. Дублюючий лічильник має забезпечувати реєстрацію всіх величин, що реєструються основним лічильником.

3.3. Результати вимірювання основного та дублюючого лічильників мають співпадати в межах припустимої похибки вимірювання.

3.4. У разі неможливості отримання повних та точних даних результатів вимірювання з основного і дублюючого лічильників основного ВОЕ дозволяється використовувати дані з лічильників верифікаційного ВОЕ (наприклад, установлених на протилежних кінцях приєднань суміжних сторін) відповідно.

3.5. Для всіх ТКО 3 - 4 рівня напруги дублюючі ЗВТ повинні мати характеристики щодо точності вимірювання не гірші ніж основні ЗВТ.

3.6. Результати вимірювання використовуються в такому порядку пріоритетності:

1) результати вимірювання з основного лічильника основного ВОЕ;

2) результати вимірювання з дублюючого лічильника основного ВОЕ;

3) результати вимірювання з основного лічильника верифікаційного ВОЕ;

4) результати вимірювання з дублюючого лічильника верифікаційного ВОЕ.

3.7. У випадках якщо на комерційній межі розподілу електричних мереж суміжних учасників ринку встановлено основний та верифікаційний ВОЕ та існує домовленість між ними здійснювати обмін результатами вимірювань, немає необхідності встановлювати в цих ВОЕ дублюючі лічильники.

3.8. Вимоги до вторинних кіл окремо встановлених ТН для ТКО 4 рівня напруги:

1) вторинні кола мають бути захищені автоматичними вимикачами, встановленими якомога ближче до виводів ТН;

2) схема підключення має бути виконана таким чином, щоб опорна напруга не втрачалась у випадку втрати напруги від окремого ТН;

3) схема підключення має передбачати окремі автоматичні вимикачі та кабелі для основного та дублюючого лічильника;

4) забороняється приєднувати якісь інші навантаження, крім кіл комерційного обліку.

3.9. Вимоги до вторинних кіл ТН при використанні для комерційного обліку окремої вторинної обмотки для точок комерційного обліку 4 рівня напруги:

1) вторинні кола мають бути захищені автоматичними вимикачами, встановленим якомога ближче до виводів ТН;

2) схема підключення має передбачати окремі автоматичні вимикачі та кабелі для основного та дублюючого лічильника;

3) у вторинну обмотку, яка призначена для комерційного обліку, забороняється приєднувати якісь інші навантаження.

3.10. Вимоги до вторинних кіл, ТН в яких для комерційного обліку використовується вторинна обмотка спільно з іншим навантаженням (ТКО до 3 рівня напруги включно):

1) вторинні кола мають бути захищені автоматичними вимикачами, встановленими якомога ближче до виводів ТН;

2) якщо довжина кабелю від захисних автоматів до лічильників перевищує 30 метрів, схема підключення має передбачати окремі автоматичні вимикачі та кабелі для основного та дублюючого лічильника.

3.11. Для ТКО 3 - 4 рівня напруги вторинні обмотки ТС, що використовуються для цілей комерційного обліку, зобов'язані використовуватися лише для цих цілей.

4. Мінімальні вимоги до точності та функціональності ЗВТ

4.1. Мінімальні вимоги до класу точності та функціональності ЗВТ (лічильників електричної енергії і вимірювальних трансформаторів), що встановлюються у ВОЕ в залежності від рівня напруги для ТКО, наведено в таблиці 6. Класи точності А, В, С лічильників встановлені згідно з класифікацією, визначеною Директивою 2014/32/ЄC Європейського Парламенту та Ради від 26 лютого 2014 року. За погодженням з ВТКО дозволяється використання ЗВТ вищого класу точності та функціональності.

Таблиця 6

Рівень напруги

Клас точності ЗВТ

лічильники електричної енергії

вимірювальні трансформатори

активна енергія

реактивна енергія

ТС

ТН

4

0,2/0,2s*

2

0,2/0,2s*

0,2

3

C(0,5/0,5s*)

2

0,5/0,5s*

0,5

2

B(1)/С(0,5s)*

2

0,5/0,5s*

0,5

1

A(2**)/B(1)*

2

1,0/0,5s*

-

__________
* Для генеруючих станцій та понижуючих підстанцій або якщо вимагається завданням вимірювання та/або умовами договору, а також при новому будівництві та/або заміні ЗВТ для ТКО із середньомісячним споживанням 50000 кВт*год та більше за місяць.
** Для обліку електричної енергії у побутових споживачів з дозволеною потужністю до 3,6 кВт включно дозволяється використовувати існуючі ЗВТ з класом точності 2,5 у разі, якщо вони пройшли метрологічну повірку. Вимоги щодо функціональності ЗВТ, які встановлюються у побутових споживачів, визначаються окремими рішеннями Регулятора.

4.2. Клас точності та функціональність будь-яких дублюючих ЗВТ має бути не нижчими ніж клас точності та функціональність основних ЗВТ.

4.3. Облік з використанням вимірювальних трансформаторів має відповідати вимогам розділу 1.5 ПУЕ та цього Кодексу.

4.4. ВОЕ з лічильниками із зовнішніми трансформаторами повинен мати паспорт-протокол. Паспорт-протокол складається в електронній формі та зберігається в ОЗКО, АТКО та в Датахаб AKO. У разі наявності паспорта-протоколу тільки в паперовій формі ОЗКО забезпечує його сканування, підписання кваліфікованим електронним підписом та завантаження в Датахаб AKO. Паспорти-протоколи мають оновлюватись при заміні основного обладнання ВОЕ та після перевірки вторинних кіл.

4.5. Вторинні кола обліку електричної енергії мають відповідати вимогам розділу 3.4 ПУЕ. Їх періодична перевірка повинна проводитися не менше одного разу на 3 роки. Результати перевірки оформлюються протоколом та заносяться до паспорта-протоколу.

5. Додаткові вимоги до інтервальних лічильників

5.1. Якщо договором та цим Кодексом або іншими нормативно-правовими актами передбачено ведення диференційованих за часом (за зонами доби, погодинно, узгодженим графіком тощо) розрахунків за електричну енергію, ВОЕ повинен бути оснащений інтервальним лічильником електричної енергії відповідного класу точності та необхідної функціональності (таблиці 2 та 6).

5.2. Інтервальний лічильник має передбачати вбудований або зовнішній пристрій, що забезпечує можливість дистанційного зчитування результатів вимірювання та обладнаний окремими комунікаційними портами для локального та дистанційного доступу, за винятком інтервальних лічильників у ТКО, де не вимагається дистанційне зчитування даних.

5.3. Інтервальні лічильники, що встановлюються в ТКО, повинні мати можливість встановлювати такий інтервал вимірювання, щоб результат ділення розрахункового періоду на цей обраний інтервал вимірювання був цілим числом.

5.4. Якщо інтервал вимірювання менший розрахункового періоду, значення величин за розрахунковий період повинні визначатись у розрахунковий спосіб:

1) як сума результатів вимірювань за інтервали вимірювання в межах розрахункового періоду - при вимірюванні електричної енергії;

2) як середнє значення результатів вимірювання за інтервал вимірювання в межах розрахункового періоду - при вимірюванні потужності.

5.5. Результати вимірювань і сформовані дані комерційного обліку мають містити позначку часу та бути структурованими у часовий ряд.

5.6. При втраті живлення результати вимірювань мають зберігатись у вбудованій пам'яті, яка здатна зберігати зареєстровані значення, не менше 40 діб.

5.7. Інтервальні лічильники та допоміжне обладнання, що забезпечує можливість дистанційного зчитування результатів вимірювання, мають відповідати вимогам діючих в Україні стандартів щодо комунікаційних систем для зчитування результатів вимірювання лічильників (IEC 62056, IEC 61968-9, EN 50090, ISO/IEC 14543-3 та EN 13757).

5.8. Обсяг інформації, який виводиться на дисплей інтервального лічильника, визначається замовником робіт при програмуванні інтервального лічильника. Зміна обсягу цієї інформації виконується за обґрунтованим письмовим зверненням заінтересованої сторони. Жодна із заінтересованих сторін не має права обмежувати обсяг інформації, що виводиться на дисплей інтервального лічильника.

5.9. У разі розрахунків за тарифами, диференційованими за періодами часу, тарифні зони, які встановлюються при первинному програмуванні та зміні тарифних зон, мають відповідати чинним на момент програмування межам періодів за годинами доби (тарифним зонам), що встановлені в Україні.

5.10. Інтервальні лічильники додатково можуть мати можливість реєстрації відхилення напруги та тривалість перерв в електропостачанні з мітками часу. У такому разі необхідно реєструвати, як мінімум, наступні показники якості електропостачання:

1) відхилення усередненого значення напруги на 10-хвилинному проміжку часу +10 % або -10 % від стандартної номінальної напруги - середнє значення напруги в цьому інтервалі та час початку такого відхилення;

2) час початку та завершення перерв в електропостачанні.

6. Вимоги до годинників та зовнішньої синхронізації часу в інтервальних лічильниках

6.1. Лічильник електричної енергії, якщо він призначений для інтервального вимірювання електричної енергії, має містити годинник.

6.2. Для точності кварцового годинника лічильників повинні застосовуватися вимоги ДСТУ EN 62054-21.

6.3. Годинники повинні мати можливість налаштування часу за допомогою інтерфейсу користувача, інтерфейсу зв'язку та повинні бути забезпечені можливістю зовнішньої синхронізації часу за допомогою інтерфейсу зв'язку. Для синхронізації часу годинників застосовуються вимоги ДСТУ EN 62054-21.

6.4. Якщо час у годиннику відхиляється більш ніж на 10 секунд від точного часу, годинник повинен бути синхронізований відразу ж після виявлення цього відхилення. Це може бути зроблено на місці уповноваженою особою ППКО за допомогою інтерфейсу користувача або інтерфейсу зв'язку, або це може бути зроблено автоматично системою ППКО через інтерфейс зв'язку.

6.5. Якщо результати вимірювання з лічильників зчитуються віддалено на регулярній основі, годинник повинен синхронізуватися настільки часто, щоб відхилення часу годинника від точного часу під час вимірювання гарантовано складало не більше 10 секунд.

6.6. Протягом одного інтервалу вимірювання допускається здійснювати синхронізацію часу тільки один раз. Не вимагається збереження інформації про події з синхронізації часу годинника в пам'яті лічильника (наприклад, у журналі подій).

6.7. Якщо час у годиннику лічильника відрізняється більше ніж на 30 секунд від точного часу, повинна виконуватися установка часу годинника.

6.8. Установка часу годинника, для якого необхідне коригування перевищує 30 секунд, повинна бути здійснена за допомогою спеціалізованого програмного забезпечення (наприклад, шляхом зміни захищеного параметра). Інформація про подію з установки часу годинника повинна бути доступною (наприклад, у журналі подій) доти, поки відповідні значення вимірювання доступні в пам'яті лічильника. Не вимагається збереження інформації в пам'яті лічильника про всі події з установки часу до наступної перевірки або огляду лічильника, якщо пам'ять лічильника більше не містить відповідних інтервальних даних.

6.9. Лічильники, якщо вони містять годинники та живляться від електромережі, повинні бути забезпечені джерелом резервного живлення (резервною батареєю). Конструкція резервного живлення повинна гарантувати достатню потужність джерела живлення для забезпечення допустимого відхилення часу годинника від точного часу в межах часових рамок, встановлених для синхронізації часу.

6.10. Лічильник повинен мати функцію визначення після відновлення нормальної роботи (наприклад, після збою живлення) чи було потужності резервного джерела живлення достатньо для підтримки точності годинника. Якщо ні, то ця подія має бути оброблена, як зазначено в пункті 6.8 цієї глави.

7. Пломбування ЗВТ ВОЕ

7.1. З метою запобігання несанкціонованому втручанню, доступу до елементів або функції настроювання ЗВТ за результатами повірки такі ЗВТ пломбують.

7.2. Позитивні результати періодичної, позачергової повірок та повірки після ремонту ЗВТ засвідчують відбитком повірочного тавра на пломбі, що встановлюється на ЗВТ, чи записом з відбитком повірочного тавра у відповідному розділі експлуатаційних документів та/або оформлюють свідоцтво про повірку ЗВТ.

7.3. Якщо відбиток повірочного тавра або пломбу пошкоджено або фальсифіковано чи свідоцтво про повірку втрачено, ЗВТ вважається неповіреним.

7.4. ЗВТ має бути опломбований на затискній кришці пломбою ППКО. Пломби з тавром ППКО мають бути встановлені також на пристроях, що закривають первинні і вторинні кола живлення засобу обліку, важелі і кнопки управління комутаційних апаратів та кришки автоматів, встановлених у цих колах, двері комірок трансформаторів напруги, кришки на зборках і колодках затискачів, випробувальних блоках, усі інші пристрої і місця, що унеможливлюють доступ до струмоведучих частин схеми обліку.

7.5. Підготовка місць для опломбування здійснюється ВТКО та стороною, на території (у приміщенні) якої встановлені ЗВТ згідно з переліком, наданим ППКО. Перелік місць пломбування може бути розширений за обґрунтованою пропозицією однієї із сторін.

7.6. У зазначених місцях можуть бути встановлені пломби інших заінтересованих сторін, у тому числі ОМ (у разі якщо він не є ППКО для даної ТКО), електропостачальника, ВТКО, суб'єкта, на території (у приміщенні) якого встановлені ЗВТ.

7.7. Усі пломби, встановлені на ЗВТ, зобов'язані відповідати чинним нормативним документам в Україні.

7.8. Максимально допустиме значення концентрації свинця за масою в пломбах не повинно перевищувати 0,1 відсотка.

7.9. Пломбування ЗВТ не є послугою та здійснюється безоплатно.

7.10. Під час пломбування ЗВТ на об'єкті складається акт про пломбування. Цей акт повинен містити інформацію про місце кожної пломби, найменування суб'єкта, який встановлює пломбу, і суб'єкта відповідального за збереження та цілісність пломби. Акт пломбування підписується представниками сторін, які брали участь у процедурі пломбування.

7.11. Будь-які роботи, що можуть призвести до пошкодження встановлених на ЗВТ пломб, повинні бути погоджені з їх власниками. Такі роботи мають проводитися у присутності уповноважених представників заінтересованих сторін, чиї пломби можуть бути пошкоджені.

7.12. У випадку пошкодження встановлених на ЗВТ пломб у результаті ліквідації аварійної ситуації, суб'єкт, який виконував аварійні роботи, повинен повідомити про цей факт заінтересованих осіб не пізніше наступного робочого дня.

7.13. Заінтересовані особи мають право проведення інспекції відповідних ЗВТ, щоб пересвідчитися, що ЗВТ знаходяться в робочому стані і аварійна ситуація дійсно мала місце. За позитивними результатами інспекції здійснюється повторне опломбування ЗВТ.

7.14. Власник ЗВТ та/або суб'єкт господарювання, на території (у приміщенні) якого встановлені ЗВТ, зобов'язані надавати уповноваженим представникам заінтересованих осіб, які мають право на пломбування ЗВТ, необхідний регламентований доступ до ЗВТ, у тому числі з метою проведення перевірки цілісності встановлених на ЗВТ пломб.

7.15. У випадку виявлення несанкціонованого пошкодження або фальсифікації встановлених на ЗВТ пломб усі отримані з відповідного ВОЕ дані комерційного обліку, починаючи з останньої дати, коли пломби були зафіксовані наявними на своїх місцях, зобов'язані бути позначені як "недійсні" з подальшим проведенням розслідування.

7.16. Несанкціоноване пошкодження або фальсифікація встановлених на ЗВТ пломб, якщо такі дії призвели до викрадення електричної енергії, тягнуть за собою відповідальність, передбачену чинним законодавством України.

7.17. Під час проведення вищезазначених робіт розрахунковий облік обсягу електричної енергії здійснюється за тимчасовими схемами, узгодженими з ОСР та ППКО.

8. Знеструмлення обладнання ВОЕ

8.1. Перед будь-яким знеструмленням будь-якого обладнання ВОЕ в тих випадках, коли таке знеструмлення може призвести до неможливості отримати результати вимірювання, ВТКО або відповідно ППКО зобов'язані забезпечити збір та передачу результатів вимірювань за час якомога ближчий до запланованого часу знеструмлення обладнання ВОЕ. При цьому мають бути зафіксовані дата та час кожного відключення або підключення живлення ВОЕ, а також дата і час відключення або підключення основного живлення.

8.2. Зібрані дані з показами лічильників електричної енергії безпосередньо перед знеструмленням та після відновлення живлення ВОЕ мають використовуватися для розрахунку значень даних комерційного обліку про перетікання електричної енергії протягом періоду знеструмлення.

8.3. ППКО, що відповідальний за ТКО, повинен регулярно намагатися зчитувати дані з лічильників кожного ВОЕ, який був знеструмлений:

1) для ТКО типу межі мереж, одиниць балансування, одиниць генерації - кожен день;

2) для ТКО типу одиниць споживання 2 - 4 рівнів напруги - кожні 5 робочих днів;

3) для ТКО типу одиниць споживання 1 рівня напруги - кожні 10 робочих днів.

8.4. Якщо при зчитуванні показів з лічильників ВОЕ, що був знеструмлений, будуть отримані дані, які покажуть, що відбувалось або відбувається споживання електричної енергії, ППКО повинен повідомити про це ВТКО, електропостачальника, ОСП/ОСР протягом 2 робочих днів. ВТКО повинна протягом 5 робочих днів після отримання повідомлення від ППКО розслідувати спільно з заінтересованими сторонами обставини і повідомити електропостачальника, ОСП/ОСР та ППКО про фактичний стан ВОЕ.

VII. Метрологічне забезпечення засобів вимірювальної техніки

1. Вимоги до метрологічного забезпечення

1.1. Метрологічне забезпечення ЗВТ у складі ВОЕ здійснюється відповідно до вимог Закону України "Про метрологію та метрологічну діяльність" та інших нормативно-правових актів та нормативних документів у сфері метрології.

1.2. Лічильники електричної енергії, трансформатори струму та трансформатори напруги відносяться до законодавчо регульованих засобів вимірювальної техніки.

1.3. Автоматизовані системи, які забезпечують збір результатів вимірювання та даних з лічильників, їх контроль та реконфігурацію (АСЗД), а також керування та адміністрування даних щодо комерційного обліку відповідно до цього Кодексу, не відносяться до законодавчо регульованих засобів вимірювальної техніки.

1.4. ЗВТ (лічильники, ТН та ТС), які зберігаються та не використовуються, дозволяється не піддавати періодичній повірці. У цьому випадку ЗВТ (лічильники, ТН та ТС) на час введення в експлуатацію повинні мати відбиток тавра виробника або повірочної лабораторії.

1.5. Стосовно законодавчо регульованих ЗВТ, що перебувають в експлуатації, може також проводитися позачергова, експертна та інспекційна повірка.

1.6. Суб'єкти господарювання зобов'язані своєчасно з дотриманням встановлених міжповірочних інтервалів подавати законодавчо регульовані ЗВТ, що перебувають в експлуатації, на періодичну повірку.

1.7. Відповідальність за проведення періодичної повірки, обслуговування та ремонт (у тому числі демонтаж, транспортування та монтаж) ЗВТ покладається на його власника, якщо інше не передбачено законом або договором.

1.8. Інформація про дату та результати повірки ЗВТ (лічильників, ТН та ТС) у складі ВОЕ повинні бути занесені до реєстру ТКО.

VIII. Збір даних комерційного обліку

1. Загальні положення

1.1. ППКО при виконанні функцій ОЗД повинен, у межах встановлених АКО регламентів, провести збір (або забезпечити прийом) результатів вимірювання та даних про стан з лічильників для всіх ТКО, за які він несе відповідальність, та передати їх ППКО, що виконує функції ОДКО.

1.2. ОЗД повинен провести початкову перевірку та перевірку адекватності та цілісності даних відповідно до порядку контролю достовірності даних комерційного обліку, зібраних з кожної ТКО.

1.3. Відповідно до типу обладнання, встановленого в точці комерційного обліку, способу збирання даних і типу системи зчитування даних, що використовується, ОЗД маркує зібрану інформацію відповідно до чотирьох класифікаторів, які вказані в таблиці 7:

Таблиця 7

Показник

Позначка

класифікатор 1: відповідність ВОЕ

ВОЕ, встановлений у точці комерційного обліку, відповідає всім вимогам, викладеним у цьому Кодексі

"відповідає"

ВОЕ, встановлений у точці комерційного обліку, не в повному обсязі відповідає всім приписам цього Кодексу

"не відповідає"

класифікатор 2: тип лічильника

інформація, що відповідає основному лічильнику

"основний"

інформація, що відповідає дублюючому лічильнику

"дублюючий"

інформація, що відповідає верифікаційним лічильникам

"верифікація"

класифікатор 3: спосіб збирання інформації

інформація, зібрана АС ППКО

"автоматична"

інформація, зібрана ППКО за допомогою електронного локального зчитування даних

"електронна"

інформація, зібрана ППКО за допомогою візуального локального зчитування даних

"візуальна"

інформація, зібрана Споживачем

"споживач"

класифікатор 4: Ознаки якості даних

дані проходять первинну перевірку ОЗД і є повними

"повні і точні"

дані проходять первинну перевірку ОЗД, але не є повними

"неповні, але точні"

дані не проходять первинну перевірку, що виконується ОЗД

"неточні"

неможливо отримати дані

"дані відсутні"

1.4. ОЗД має повідомити інформацію про якість даних ОДКО для забезпечення виконання ним перевірок даних.

2. Автоматичне зчитування даних з лічильників

2.1. ОЗД повинен встановити АС для зчитування і перевірки якості результатів вимірювання з ТКО, стосовно яких його було призначено ОЗД у разі зчитування результатів вимірювань по таких ТКО:

1) ТКО типу "межа мережі", "одиниця балансування" та "одиниця генерації";

2) ТКО типу "одиниця споживання", які було обладнано ВОЕ з можливістю віддаленого доступу.

2.2. Усі ВОЕ з можливістю дистанційного доступу мають бути інтегровані в АС призначеного ОЗД.

2.3. ОЗД має забезпечити в межах своєї відповідальності автоматичне дистанційне зчитування даних зі всіх лічильників електричної енергії, що інтегровані в його АС, у тому числі основних, дублюючих і верифікаційних.

2.4. ОЗД може використовувати власну АС або АС учасника ринку.

2.5. Проектна документація на створення АС у частині вимог до ВОЕ узгоджується з ОМ та ОДКО, у частині інформаційної взаємодії з ОМ та ОДКО.

2.6. Термін узгодження проектної документації на створення та розвиток АС у частині інформаційної взаємодії не може перевищувати 10 робочих днів. Зауваження ОМ та ОДКО до проектної документації мають бути обґрунтовані та з посиланням на відповідні нормативні документи. Проектна документація на створення та розвиток АС не потребує повторного узгодження у разі врахування зауважень при розробці проектної та технічної документації.

2.7. ОЗД повинен декларувати та забезпечити необхідні функції АС щодо збирання даних з ТКО відповідно до вимог цього Кодексу.

2.8. Автоматичне зчитування даних має здійснюватися:

1) до 9:45 дня D+1 для всіх ТКО типу "межа мережі", "одиниця балансування" та "одиниця генерації";

2) до 9:45 дня D+1 для всіх ТКО одиниць споживання 2 - 3 рівня напруги;

3) до 9:45 дня D+5 для всіх ТКО одиниць споживання 1 рівня напруги.

2.9. Обсяг інформації, що збирається за допомогою АС ППКО з кожного лічильника, визначається ОЗД, але ця інформація має включати щонайменше:

1) погодинні результати вимірювання активної електричної енергії та, у разі необхідності, реактивної енергії, показники якості електропостачання разом з їхніми часовими відмітками;

2) погодинні результати вимірювання активної потужності та, у разі необхідності, реактивної потужності, разом з їхніми часовими відмітками;

3) акумульовані (сумарні) результати вимірювання активної та, у разі необхідності, реактивної енергії, за попередній день;

4) аварійні сигнали з журналів реєстрації подій, одержані від лічильника;

5) кваліфікатори ознак якості (кваліфікатори ознак точності) результатів вимірювання лічильників, якщо лічильник подає такого роду інформацію.

2.10. У разі якщо лічильник ВОЕ додатково реєструє відхилення напруги, час та тривалість перерв в електропостачанні, ППКО має зібрати показники якості електропостачання, зокрема:

1) відхилення усередненого значення напруги на 10-хвилинному проміжку часу +10 % або -10 % від стандартної номінальної напруги - середнє значення напруги в цьому інтервалі та час початку такого відхилення;

2) час початку та завершення перерв в електропостачанні.

3. Дії при неможливості отримання даних в автоматичному режимі

3.1. Якщо неможливо отримати результати вимірювання для ТКО в автоматичному режимі, ОЗД повинен негайно вжити всіх можливих заходів для отримання цих даних в установлені строки та в повному обсязі, зокрема, для виявлення і, якщо це можливо, усунення причини відсутності даних.

3.2. У разі виходу з ладу обладнання для дистанційного зчитування і передачі даних або каналів зв'язку ОЗД повинен здійснити локальне зчитування даних з лічильника. Якщо дані успішно отримані, вони повинні бути позначені як "повні і точні" або "неповні, але точні".

3.3. У разі виходу з ладу основного, дублюючого або верифікаційного лічильників ОЗД повинен отримати всі дані з інших лічильників, маркуючи їх відповідним чином. Для несправного лічильника повинна бути встановлена позначка "немає даних".

4. Локальне зчитування результатів вимірювання з лічильників за графіком

4.1. ОЗД встановлює графік для локального зчитування результатів вимірювання у ТКО, які не оснащені обладнанням дистанційного зчитування даних.

4.2. ОЗД має довести до відома електропостачальника, ВТКО, інших задіяних ППКО для відповідних ТКО графік та час зчитування результатів вимірювання.

4.3. Під час кожного відвідання приміщень, де знаходиться ВОЕ, з метою виконання зчитування результатів вимірювання, представник ОЗД має також проводити огляд ВОЕ, зокрема, на наявність ознак стороннього втручання. Якщо такі ознаки мають місце, ОЗД має негайно повідомити про це ВТКО.

4.4. Обсяг інформації, що збирається шляхом локального зчитування з кожного лічильника, визначається ОЗД, та має включати, зокрема:

1) акумульовані результати вимірювання активної та, де це передбачено, реактивної енергії за попередній розрахунковий місяць;

2) погодинні результати вимірювання активної і реактивної енергії з відповідними відмітками часу в усіх випадках, якщо встановлений у точках комерційного обліку лічильник передбачає таку можливість;

3)аварійні сигнали і журнали реєстрації подій у всіх випадках, якщо встановлений у ТКО лічильник передбачає таку можливість;

4) ознаки якості показів лічильників (ознаки точності) у всіх випадках, якщо встановлений у ТКО лічильник передбачає таку можливість.

4.5. У разі успішного локального зчитування даних з лічильників ОЗД повинен провести аналіз повноти та достовірності зчитаних результатів вимірювання, зокрема перевіряється (у всіх випадках, якщо встановлений у ТКО лічильник передбачає таку можливість):

1) відсутність сигналів тривоги від лічильника протягом розрахункового періоду;

2) відповідність відміток часу і дати, зокрема, абсолютне відхилення часу годинника комерційного лічильника від київського часу, перевіряючи, що відхилення знаходиться у межах допустимих значень;

3) повнота погодинних результатів вимірювання лічильників;

4) відповідність результатів вимірювання встановленому режиму перетікання електричної енергії;

5) зміст журналу подій лічильника за розрахунковий період;

6) зміст журналу щодо коригування часу лічильника протягом розрахункового періоду;

7) відповідність параметризації лічильника наданому протоколу параметризації.

4.6. Відповідно до результатів аналізу даних з лічильника ОЗД приймає рішення щодо правильності вимірювання та достовірності результатів вимірювання та маркує отримані дані як "повні і точні", "неповні, але точні", "неточні" або "немає даних".

5. Локальне зчитування результатів вимірювання лічильника за подією

5.1. ОЗД проводить електронне або візуальне зчитування результатів вимірювання лічильників на місці в будь-якій точці комерційного обліку, за яку він несе відповідальність у всіх випадках, коли з якоїсь причини зчитати дані дистанційно через систему автоматичного зчитування результатів вимірювання неможливо. Таке локальне зчитування проводиться протягом 5 робочих днів після виявлення проблеми і має бути зроблено, як правило, за допомогою електронного локального зчитування. ОЗД інформує ВТКО про ситуацію щодо усунення проблеми, яка унеможливила автоматичне зчитування результатів вимірювання.

5.2. ОЗД проводить локальне зчитування лічильників у ТКО, за які несе відповідальність, у таких випадках:

1) після первинного введення в експлуатацію;

2) після будь-якого виду технічного обслуговування;

3) після корекції потенційних дефектів або браку точності на лічильниках та/або будь-якому обладнанні, пов'язаному з ВОЕ;

4) якщо віддалене зчитування даних неможливе;

5) до і після заміни або перепрограмування лічильника;

6) при необхідності встановлення або синхронізації годинника лічильників, якщо цю синхронізацію неможливо зробити дистанційно.

5.3. При необхідності заміни або перепрограмування лічильника ОЗКО повинен повідомляти про цю ситуацію ВТКО.

5.4. ОЗД зчитує всі результати вимірювання лічильників перш ніж відбудеться фактична заміна або перепрограмування лічильника. Такі результати вимірювання повинні бути отримані найближчим часом до моменту, коли лічильник буде замінено або перепрограмовано.

5.5. ОЗД збирає дані комерційного обліку з лічильника з маркуванням позначок часу зчитування цих даних безпосередньо перед і одразу після заміни або перепрограмування лічильника або обладнання, пов'язаного з ВОЕ. Перепрограмування або заміна лічильників або будь-якого іншого обладнання, пов'язаного з ВОЕ, здійснюється після підтвердження ОЗД факту отримання зчитаних даних з лічильника для цілей комерційного обліку електричної енергії належним чином.

5.6 ОДКО використовує ці дані разом з інформацією щодо характеру проведених робіт для отримання даних комерційного обліку за період виконання цих робіт.

5.7. Інформація про результати вимірювання лічильника до і після його заміни або перепрограмування, а також час простою повинні бути документально оформлені актом, підписаним усіма заінтересованими сторонами. Акт має містити таку інформацію:

1) ідентифікаційні дані та параметри ТКО;

2) причину перепрограмування/заміни лічильника або заміни будь-якого іншого обладнання, пов'язаного з ВОЕ;

3) найменування та ідентифікаційний код ППКО в Єдиному державному реєстрі підприємств та організацій України, фахівці якого виконували роботи із заміни або перепрограмування;

4) ідентифікаційний номер ППКО в Єдиному реєстрі ППКО ринку електричної енергії;

5) прізвище та ініціали спеціаліста, який виконує роботу;

6) дату та час початку та закінчення проведення робіт;

7) результати проведення робіт.

5.8. У разі електронного або візуального локального зчитування результатів вимірювання лічильника потрібно зафіксувати дату і час зчитування результатів вимірювання. Перед зчитуванням результатів вимірювання лічильника необхідно перевірити час годинника лічильника і, за необхідності та технічній можливості, провести синхронізацію або установку часу годинника лічильника.

5.9. Якщо ВОЕ був тимчасово знеструмлений, дозволяється відкласти перевірку функціонування дистанційного зчитування даних вимірювання з ВОЕ до моменту відновлення живлення.

6. Зчитування показів лічильника, що виконується споживачем

6.1. За домовленістю між ППКО і споживачем споживач може знімати покази лічильника самостійно, надаючи ППКО цю інформацію відповідно до умов договору зі всіх лічильників, встановлених на об'єктах споживача.

6.2. Споживач повинен фіксувати та передавати дату і час зчитування результатів вимірювання лічильника, перевіряти тип і серійний номер лічильника.

6.3. Споживач зчитує та направляє дані ППКО відповідно до процедур, встановлених цим Кодексом.

6.4. Якщо споживач відправляє покази лічильників електропостачальнику, електропостачальник повинен передати їх АКО з відповідною позначкою. АКО має переслати отримані дані до відповідного ППКО для валідації. ППКО після виконання процедур валідації повертає дані АКО з відповідною позначкою щодо можливості використання даних для розрахунків.

6.5. Дані, отримані від споживача при проведенні процедур їх перевірки, мають у розрахунках менший пріоритет ніж виміряні дані з контрольних лічильників або дані отримані ППКО.

IX. Керування даними комерційного обліку

1. Загальні положення.

1.1. Обмін даними між АКО, ППКО та учасниками ринку здійснюється у вигляді електронних документів відповідно до стандартів інформаційного обміну Датахаб, що розробляються АКО та затверджуються Регулятором.

1.2. Відповідно до ДСТУ IEC 62325-451-4 документ на ринку електричної енергії може надсилатися кілька разів. Кожна передача ідентифікується шляхом нумерації версії документа, яка починається з 1 і збільшується послідовно на одиницю. Версія документа використовується для ідентифікації конкретної версії часового ряду, встановленого для даного облікового періоду. Номер першої версії для ідентифікації даного документа, як правило, має бути 1. Номер версії документа повинен бути збільшений при кожній повторній передачі документа, який містить зміни до попередньої версії.

1.3. Приймаюча система повинна забезпечити визначення версії документа. Номер версії для наступного переданого документа має бути вищим за номер версії попередньо отриманого документа.

1.4. Механізм обміну даними має сприяти безперервному та безпечному функціонуванню ринку електричної енергії та забезпечувати відсутність технічних бар'єрів для виходу на ринок невеликих учасників.

1.5. АКО забезпечує реалізацію в Датахаб інтерфейсів MMI (машинно-машинний інтерфейс) з автоматизованими системами учасників ринку для організації обміну інформацією щодо:

1) створення ТКО;

2) зміни налаштувань ТКО;

3) зміни електропостачальника та сторони відповідальної за баланс;

4) зміни (переміщення) споживача;

5) відключення СПМ у ТКО;

6) ліквідації ТКО;

7) завантаження результатів вимірювання та валідованих даних комерційного обліку;

8) отримання сертифікованих та остаточних даних комерційного обліку;

9) оскарження даних комерційного обліку та врегулювання суперечок.

1.6. АКО забезпечує реалізацію порталу споживачів з інтерфейсом HMI (людино-машинний інтерфейс) для організації обміну щодо:

1) перегляду власного профілю;

2) зміни паролю доступу, абонентського коду для перегляду даних, абонентського коду зміни електропостачальника;

3) перегляду налаштувань ТКО;

4) запуску процедури зміни електропостачальника;

5) призупинення процедури зміни електропостачальника;

6) перегляду власних даних комерційного обліку;

7) перегляду статистичних даних комерційного обліку за групами споживачів;

8) надання прав на перегляд власних даних комерційного обліку третій стороні.

1.7. Конфліктні питання, пов'язані з даними, на отримання яких кожен учасник ринку має право, та/або процеси, пов'язані з обміном даними, вирішуються відповідно до процедур врегулювання суперечок.

2. Передача даних комерційного обліку

2.1. При передачі даних комерційного обліку електричної енергії має бути забезпечено наступне:

1) повнота переданих даних. Дані комерційного обліку, що передаються, повинні містити всю суттєву інформацію, необхідну для відображення або подальшої обробки даних приймальним пристроєм;

2) захист від випадкових та ненавмисних змін під час передачі даних. Передані дані комерційного обліку повинні бути захищені від випадкових і ненавмисних змін;

3) цілісність даних під час передачі даних. Передані дані комерційного обліку повинні бути захищені від навмисних змін з використанням програмного забезпечення;

4) достовірність даних, що передаються. Програмне забезпечення, яке приймає дані комерційного обліку, повинно забезпечити перевірку їхньої достовірності по відношенню до результатів вимірювання, на основі яких вони утворені;

5) конфіденційність ключів. Кваліфіковані електронні підписи та супроводжуючі їх дані повинні вважатися юридично контрольованими даними, які повинні зберігатися в таємниці та бути захищеними від компрометування з використанням програмних засобів;

6) заборона на передачу пошкоджених даних. Дані, які визнані пошкодженими, не зобов'язані передаватися;

7) відсутність впливу затримки під час передачі даних. Затримка під час передачі даних не повинна впливати на процеси комерційного обліку електричної енергії;

8) відсутність впливу недоступності послуг передачі даних. Недоступність послуги передачі даних жодним чином не повинна призводити до втрати будь-яких даних комерційного обліку електричної енергії.

2.2. Кожен раз, коли дані передаються від однієї сторони до іншої, отримувач даних повинен направити підтвердження отримання даних. Сторона, що передає дані повинна зберігати підтвердження про отримання переданих даних протягом 4 років з дати передачі даних.

2.3. Обов'язки сторони, що передає дані вважаються виконаними, якщо вона отримує підтвердження отримання переданих даних від отримувача даних.

3. Зберігання даних

3.1. Усі результати вимірювання лічильників повинні зберігатися без будь-яких змін:

1) у внутрішній пам'яті лічильника - не менше термінів, визначених у таблиці 2;

2) у зовнішніх пристроях зберігання даних протягом 4 років або часу, необхідного для вирішення суперечок, що виникли між учасниками ринку.

3.2. Дані комерційного обліку електричної енергії мають зберігатися у пристроях зберігання даних без будь-яких змін протягом 4 років або часу, необхідного для вирішення суперечок, що виникли між учасниками ринку.

3.3. Будь-які операції з результатами вимірювання та даними комерційного обліку, що зберігаються, не повинні створювати можливості для втрати чи зміни даних у пристроях зберігання або призводити до записів у журналі подій лічильників.

3.4. У разі знеструмлення пристроїв зберігання даних комерційного обліку електричної енергії, що є складовими вузла комерційного обліку ТКО 3 - 4 рівнів напруги, повинен сформуватися сигнал тривоги. У разі технічної можливості цей сигнал повинен мати часову мітку, що відповідає часу переривання живлення.

3.5. Автономне функціонування годинника і календаря лічильника, а також пристроїв зберігання даних комерційного обліку електричної енергії, повинно бути забезпечено щонайменше 40 днів без зовнішнього живлення.

3.6. При зберіганні даних має бути забезпечено:

1) повноту даних, що зберігаються. Збережені дані повинні містити всю суттєву інформацію, яка необхідна для відновлення попередніх даних;

2) захист даних від випадкових та ненавмисних змін. Дані, що зберігаються, повинні бути захищеними від випадкових та ненавмисних змін;

3) цілісність даних. Дані, що зберігаються, повинні бути захищеними від навмисних змін;

4) версіонність даних. При внесенні змін до даних має зазначатись джерело внесених змін (організація та оператор), дата та час і зберігатись їх попередня версія;

5) достовірність даних. Дані, що зберігаються, повинні зберігатися таким чином, щоб забезпечити можливість для визначення їх достовірності стосовно первинних даних, з яких вони утворені;

6) конфіденційність ключів. Ключі кваліфікованого електронного підпису та супроводжуючі їх дані слід розглядати як контрольовані метрологічні дані, зберігатися в таємниці та бути захищеними від компрометації програмними засобами;

7) перевірку та відображення даних, що зберігаються. Програмне забезпечення, яке використовується для тестування збережених даних, повинно мати можливість відображати або роздруковувати ці дані, контролювати зміни в даних, а також генерувати попередження про зміни. Забороняється використовувати дані, визначені як пошкоджені;

8) автоматичне збереження даних. Дані повинні зберігатися автоматично, як тільки завершиться вимірювання або формування даних;

9) місткість пристрою для зберігання даних. Пристрій для зберігання даних повинен мати достатню місткість, щоб виконувати свої функції.

3.7. База даних комерційного обліку ОДКО повинна містити:

1) результати вимірювання (первинні дані комерційного обліку), з відповідним маркуванням, у кВт*год у дійсних числах;

2) дані комерційного обліку електричної енергії, які отримані шляхом приведення первинних даних обліку до комерційної межі, у кВт*год у дійсних числах;

3) валідовані дані комерційного обліку, у кВт*год у цілих числах;

4) базу нормативних і довідкових даних АС ППКО.

3.8. Кожен ОДКО повинен забезпечити:

1) повноту та цілісність бази даних комерційного обліку;

2) зберігання всіх отриманих даних з відповідними часовими мітками і кодами якості (достовірності) цих даних упродовж строку позовної давності з часу формування відповідних даних;

3) формування та надійне зберігання повних історій про внесення змін до даних обліку в базі даних.

4. Безпека даних

4.1. Дані комерційного обліку відносяться до даних з обмеженим доступом. Дані, що стосуються комерційного обліку у побутових споживачів електричної енергії, відносяться до персональних даних.

4.2. Учасники ринку, ППКО та АКО зобов'язані забезпечити обробку персональних даних у відділених від ЗКО системах, які мають відповідати вимогам чинного законодавства України та Регламенту (EU) 2016/679.

5. Обробка результатів вимірювання

5.1. Усі операції та розрахунки з використанням результатів вимірювання повинні здійснюватися з усіма значущими цифрами після коми.

5.2. Дані комерційного обліку виражаються:

1) щодо обсягу активної електричної енергії - у кіловат-годинах;

2) щодо обсягу реактивної електричної енергії - у кіловар-годинах.

5.3. Дані комерційного обліку формуються на основі результатів вимірювання або визначаються розрахунковим шляхом за встановленими правилами.

6. Перевірка результатів вимірювання

6.1. Перевірка даних здійснюється відповідними ППКО на етапах збору результатів вимірювання, формування первинних даних комерційного обліку, формування валідованих даних комерційного обліку.

6.2. За результатами цих перевірок ППКО, що виконує функції ОДКО, формує валідовані дані комерційного обліку та передає їх до Датахаб AKO.

6.3. Перевірка результатів вимірювання має здійснюватися перед тим, як визначити остаточне (оптимальне) значення вимірювання для кожного ІЧР у кожній ТКО та занести їх до бази даних комерційного обліку електричної енергії.

6.4. Перевірка результатів вимірювання електричної енергії здійснюється відповідно до встановленого АКО порядку з метою узгодження та визначення достовірності кожного значення вимірювання або групи значень вимірювання.

6.5. Перевірки мають виконуватися для всіх значень результатів вимірювання незалежно від того, яким чином вони були отримані: автоматичне зчитування результатів вимірювання за допомогою АС ППКО, електронне зчитування результатів вимірювання на місці, візуальне зчитування показів на місці або зчитування показів лічильника, яке проводиться споживачем.

6.6. У результаті процесу перевірки кожне значення результатів вимірювання повинне бути занесене до бази даних як "дійсне" або "недійсне".



вгору