Cod tehnic
Cod din 1 iulie 2015
de măsurare a energiei electrice
- Emitent
- Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei
- Publicat în
- Monitorul Oficial nr. 523 din 14 iulie 2015
Textul actului · 129 de articole
100%
de măsurare a energiei electrice
Prezentul cod de măsurare a energiei electrice, denumit în continuare Cod, reprezintă reglementarea tehnică din domeniul energiei electrice care are scopul de a stabili regulile şi cerinţele tehnice care se aplică sistemelor de măsurare a energiei electrice pentru citirea, procesarea, transmiterea şi stocarea datelor de măsurare a energiei electrice, precum şi pentru instalarea, deţinerea şi întreţinerea acestor sisteme.
Regulile tehnice cuprinse în Cod se referă la:
a)clasificarea punctelor de măsurare;
b)cerinţele tehnice pentru sistemele de măsurare;
c)datele de măsurare;
d)asigurarea confidenţialităţii şi securităţii datelor;
e)condiţiile pentru asigurarea interoperabilităţii între sisteme de măsurare diferite şi, respectiv, între sistemele de măsurare şi alte platforme informatice;
f)drepturile de accesare şi utilizare a datelor de măsurare;
g)drepturile şi obligaţiile operatorilor de măsurare;
h)monitorizarea operatorului de măsurare;
i)conformarea operatorului de măsurare la prevederile Codului.Secţiunea a 2-a Domeniu de aplicare
Administratorul Codului este ANRE. În această calitate, ANRE urmăreşte şi controlează aplicarea prevederilor Codului şi iniţiază modificarea şi actualizarea acestuia ori de câte ori este necesar.
Prevederile Codului se aplică de operatorii de reţea, utilizatorii racordaţi la reţelele electrice de interes public, furnizorii de energie electrică, precum şi de societăţile de servicii energetice, care acţionează în activitatea de măsurare pentru decontare a energiei electrice tranzacţionate în temeiul contractelor privind vânzarea/achiziţia energiei electrice şi a serviciilor aferente acesteia, inclusiv a serviciilor energetice.
Prevederile Codului se aplică pe piaţa angro şi pe piaţa cu amănuntul de energie electrică.
În cazul schimburilor de energie electrică cu sistemele electroenergetice ale ţărilor vecine, părţile pot negocia reguli de măsurare specifice, suplimentare prevederilor prezentului cod.
Prevederile prezentului cod sunt conforme cu prevederile legislaţiei în vigoare din domeniul energiei electrice şi al eficienţei energetice, precum şi ale legislaţiei privind mijloacele de măsurare, inclusiv sistemele de măsurare inteligentă.
(1)Sistemele de măsurare şi elementele componente ale acestora trebuie să respecte, în conformitate cu prevederile din lista oficială a mijloacelor de măsurare supuse controlului metrologic legal, următoarele prevederi legale şi norme metrologice:
a)Hotărârea Guvernului nr. 264/2006 privind stabilirea condiţiilor de introducere pe piaţă şi punere în funcţiune a mijloacelor de măsurare, cu modificările şi completările ulterioare, care transpune Directiva 2004/22/CE a Parlamentului European şi a Consiliului din 31 martie 2004 privind mijloacele de măsurare;
b)Norma de metrologie legală NML 005-05 "Contoare de energie electrică activă";
c)Norma de metrologie legală NML 027-05 "Contoare de energie electrică reactivă";
d)Norma de metrologie legală NML 5-02-97 "Contoare de energie electrică activă".
(2)Se recomandă ca sistemele de măsurare şi elementele componente ale acestora să respecte prevederile următoarelor standarde de referinţă:
a)SR EN 50470-1 Echipamente pentru măsurarea energiei electrice (c.a.). Prescripţii generale, încercări şi condiţii de încercare. Echipament pentru măsurare (clasele de exactitate A, B şi C);
b)SR EN 50470-3 Echipamente pentru măsurarea energiei electrice (c.a.). Prescripţii particulare. Echipamente statice pentru măsurarea energiei active (clase de exactitate A, B şi C);
c)SR EN 60870-2-1 Echipamente şi sisteme de teleconducere, Partea 2: Condiţii de funcţionare, Secţiunea 1: Alimentare şi compatibilitate electromagnetică;
d)SR EN 61869-2 Transformatoare de măsură, Partea 2: Cerinţe suplimentare pentru transformatoare de curent;
e)SR EN 61869-3 Transformatoare de măsură, Partea 3: Cerinţe suplimentare pentru transformatoare de tensiune inductive;
f)SR EN 61869-4 Transformatoare de măsură, Partea 4: Prescripţii particulare pentru transformatoare de măsură combinate;
g)SR EN 61869-5 Transformatoare de măsură, Partea 5: Cerinţe suplimentare pentru transformatoare de tensiune capacitive;
h)SR EN 62052-11 Echipamente pentru măsurarea energiei electrice (c.a.). Prescripţii particulare, Partea 11: Echipamente pentru măsurare;
i)SR EN 62052-21 Echipamente pentru măsurarea energiei electrice (c.a.). Prescripţii generale, încercări şi condiţii de încercare, Partea 21: Echipamente pentru tarife şi controlul sarcinii;
j)SR EN 62053-21 Echipamente pentru măsurarea energiei electrice (c.a.). Prescripţii particulare, Partea 21: Contoare statice pentru energie activă (clasele 1 şi 2);
k)SR EN 62053-22 Echipamente pentru măsurarea energiei electrice (c.a.). Prescripţii particulare, Partea 22: Contoare statice pentru energie activă (clasele 0,2 S şi 0,5 S);
l)SR EN 62053-23 Echipamente pentru măsurarea energiei electrice (c.a.). Prescripţii particulare, Partea 23: Contoare statice pentru energie reactivă (clasele 2 şi 3);
m)SR EN 62054-21 Echipamente pentru măsurarea energiei electrice (c.a.) Tarifare şi controlul sarcinii, Partea 21: Prescripţii particulare pentru programatoare;
n)SR EN 62056-6-2 (standard pe părţi) Schimb de date de măsurare a energiei electrice.
(3)Se recomandă ca sistemele de măsurare şi elementele componente ale acestora să respecte prevederile următoarelor documente metrologice:
a)WELMEC 11.2 Recomandări privind măsurarea pentru facturare a consumului depinzând de timp;
b)WELMEC 7.2 Ghidul pentru echipamente de măsurare programabile în aplicarea Directivei 2004/22/CE;
c)Alte documente europene relevante, conform anexei care face parte integrantă din prezentul cod.
(4)Pentru toate actele şi documentele prevăzute la alin. (1), (2) şi (3) se aplică ultima ediţie sau ultima formă în vigoare.Secţiunea a 4-a Definiţii şi abrevieri
(1)Termenii utilizaţi în prezentul cod au semnificaţia prevăzută în legislaţia menţionată la art. 7. (2) În înţelesul prezentului cod, următorii termeni au următoarele semnificaţii:
1.agregare date de decontare - calcule efectuate de către operatorul de măsurare prin aplicarea unor formule asupra datelor de decontare pentru determinarea cantităţilor de energie electrică ce fac obiectul decontărilor pe piaţa de energie electrică, al decontărilor legate de serviciile tehnologice de sistem şi al celor legate de diverse servicii energetice;
2.categorie de puncte de măsurare - puncte de măsurare pentru care Codul stabileşte cerinţe tehnice distincte;
3.citire a datelor de măsurare - achiziţionare totală sau parţială a datelor de măsurare, transmiterea lor la sistemul central de gestiune a datelor de măsurare şi stocarea acestora în istoricul de consum al punctului de măsurare;
4.configurare - acţiune de alegere iniţială sau de modificare a configuraţiei interne a contorului sau a echipamentelor de măsurare din punctul de vedere al componentelor hardware (memorie, interfaţă/module de comunicaţie etc.) şi software (firmware, alte module software de gestiune internă a contorului);
5.contor de decontare - contor montat în punctul de măsurare în baza căruia se realizează decontarea energiei electrice tranzitate;
6.contor martor - contor de energie electrică având rolul de a măsura energia electrică în paralel cu contorul de decontare;
7.curent - curent electric;
8.date de măsurare - informaţii cu privire la energia electrică tranzitată prin punctul de măsurare, care cuprind:
a)date de decontare - date necesare pentru facturare, inclusiv cele care afectează credibilitatea sau acurateţea datelor necesare pentru facturare (indexuri de energie, indexuri diferenţiale pe structuri tarifare, inclusiv cele memorate la intervale de timp egale şi sincronizate cu ceasul de timp real, puterea activă maximă de lungă durată pentru fiecare sfert de oră bloc, ceas de timp real, curbe de sarcină de indexuri, tentativă de fraudă etc.);
b)mărimi de instrumentaţie - mărimi instantanee: puterea electrică activă/reactivă, tensiunea, curentul, frecvenţa reţelei;
c)date de stare - informaţii cu privire la evenimente şi mărimi de stare, ca de exemplu: stare conectat/deconectat, mărime electrică încadrată sau nu într-un interval de variaţie predefinit etc.;
9.echipamente concentratoare de date - sisteme intermediare de achiziţie de date de măsurare, destinate citirii în timp a unui grup anume de contoare şi transmiterii datelor citite către sistemul central de gestiune a datelor de măsurare din cadrul unui sistem de măsurare;
10.grup de măsurare a energiei electrice - ansamblu format din contor şi transformatoarele de măsurare aferente acestuia, precum şi toate elementele intermediare care constituie circuitele de măsurare a energiei electrice, inclusiv elementele de securizare a acestora;
11.jurnal de evenimente - listă a evenimentelor de schimbare a stării echipamentelor de măsurare cuprinzând ştampila de timp, tipul de eveniment, descrierea noii stări şi momentul de timp la care a avut loc, înregistrată automat de echipamentele de măsurare şi transmisă în cazul interogării acestora;
12.măsurarea energiei reactive în patru cadrane - înregistrarea în patru registre separate ale contorului a energiei electrice reactive, în funcţie de sensul acesteia pentru fiecare din sensurile circulaţiei de energie electrică activă;
13.mijloc de măsurare - contor, transformator de măsurare de tensiune şi transformator de măsurare de curent, supuse controlului metrologic legal;
14.modul de comunicaţie - modul electronic opţional, plasat în interiorul contorului sau în exteriorul acestuia, conectat la o interfaţă de comunicaţie a contorului şi care realizează:
a)funcţii de comunicaţie, cum ar fi: conversie de protocol de comunicaţie, multiplicare de interfeţe de comunicaţie şi acces multiutilizator, securizare a datelor;
b)funcţionalităţi obligatorii şi/sau suplimentare ale sistemelor de măsurare;
15.operator de măsurare - operator economic (operatorul de transport şi de sistem, operatorul de distribuţie, producătorul) care deţine sub orice titlu, administrează şi operează un sistem de măsurare a energiei electrice şi care gestionează baza de date de măsurare a acestuia, în condiţiile legii;
16.operator de reţea - operatorul de transport şi de sistem/operatorul de distribuţie;
17.parametrizare - acţiune de modificare a funcţionării programului intern al contorului, prin care se stabileşte modul de funcţionare a acestuia în vederea furnizării anumitor date de măsurare specifice unui anumit punct de măsurare, în conformitate cu prevederile contractuale;
18.parte implicată contractual - operator de reţea, producător, client final, furnizor şi societate de servicii energetice, semnatar/semnatară al/a unui contract în temeiul căruia pune la dispoziţie/are acces la datele de măsurare a energiei electrice;
19.parte a contorului relevantă din punct de vedere metrologic legal (parte metrologică a contorului) - parte a contorului compusă din module electronice şi programe interne specifice, având următoarele funcţii:
a)de măsurare conform unei anumite clase de exactitate; şi b) de stocare în mod sigur
a indexurilor de energie electrică activă şi reactivă;
20.proceduri operative de citire a datelor de măsurare (backup operativ) - protocol/set de reguli/set de specificaţii, bazat pe standardele existente, utilizate pentru schimbul de date de măsurare cu subsistemele de măsurare locală a energiei electrice;
21.proceduri de urgenţă (disaster recovery) - proceduri care se aplică pentru restabilirea funcţionării sistemelor de măsurare în caz de dezastre naturale sau accidentale;
22.profil/curbă de sarcină - pentru contoarele de energie electrică această noţiune are două semnificaţii:
a)set de indexuri de energie electrică activă sau reactivă asociate cu mărimi binare de stare, memorate la intervale de timp egale şi sincronizate cu ceasul de timp real; acest set de indexuri se memorează în registre recirculabile nevolatile (protejate la pierderea tensiunii de alimentare), iar într-un profil de sarcină definit prin parametrizare este posibilă doar ştergerea automată a celor mai vechi indexuri ca urmare a recirculării datelor;
b)set de valori ale mărimilor de instrumentaţie, memorate în registre recirculabile la intervale de timp egale şi sincronizate cu ceasul de timp real.
Un profil de sarcină se defineşte prin parametrizare şi poate conţine mai multe mărimi de tipul a) sau b), toate fiind memorate la acelaşi interval de timp; memorarea unor mărimi de tipul a) sau b) la un anumit interval de timp se consideră ca fiind un anumit profil de sarcină; în urma unei reparametrizări a unui profil de sarcină, de regulă, valorile profilului de sarcină stocate sunt şterse, fiind necesare o citire şi o copiere prealabilă pe suport extern a acestora;
23.program intern (firmware) - program intern specific contorului/echipamentului concentrator de date, instalat de producătorul acestuia;
24.punct de măsurare - locul din cadrul reţelei electrice în care se conectează transformatoarele de măsurare sau grupul de măsurare/subsistemul de măsurare locală;
25.putere aprobată - puterea maximă simultană ce poate fi evacuată/absorbită în/din reţea la un loc de producere şi/sau consum precizată în avizul tehnic de racordare/certificatul de racordare;
26.reţea de comunicaţie la domiciliu (home area network) - reţea de comunicaţie internă a utilizatorului client casnic, care permite comunicaţia dintre contor şi aparatele electrocasnice ale clientului casnic pentru controlul acestora; instalaţie care permite implementarea funcţionalităţilor de tip reţea inteligentă;
27.sistem central de gestiune a datelor de măsurare - sistem informatic care asigură achiziţia directă a datelor de măsurare, stocarea în condiţii de securitate şi confidenţialitate a datelor în baze de date, exportul de date către alte sisteme de măsurare, prelucrări specifice, cum ar fi verificări de plauzibilitate şi agregări, furnizarea de informaţii prin diverse interfeţe către părţile cu drept de acces la aceste date, alte funcţii care completează funcţiile de bază enumerate;
28.sistem de măsurare inteligentă a energiei electrice - sistem de măsurare a energiei electrice care permite transmiterea bidirecţională securizată a datelor de măsurare, în conformitate cu reglementările în vigoare;
29.stocare nevolatilă - stocare protejată la pierderea tensiunii de alimentare;
30.tensiune - tensiune electrică;
31.transformator de curent - transformator de curent pentru măsurare;
32.transformator de tensiune - transformator de tensiune pentru măsurare.
În cuprinsul prezentului cod se utilizează următoarele abrevieri:
a)ANRE - Autoritatea Naţională de Reglementare în Domeniul Energiei;
b)BRML - Biroul Român de Metrologie Legală;
c)OTS - operatorul de transport şi de sistem;
d)OMEPA - operator de măsurare şi agregator unic al datelor de decontare pe piaţa angro de energie electrică;
e)RED - reţeaua electrică de distribuţie;
f)RET - reţeaua electrică de transport;
g)SCADA - Supervisory Control and Data Acquisition - sistem de monitorizare, control şi achiziţie date;
h)SEN - Sistemul electroenergetic naţional;
i)STS - servicii tehnologice de sistem.
(1)În vederea decontării, energia electrică tranzitată în punctele de delimitare dintre reţelele electrice aparţinând operatorilor de reţea şi instalaţiile de utilizare aparţinând utilizatorilor reţelelor se măsoară în punctele de măsurare.
(2)Punctele de măsurare se stabilesc în punctele de delimitare, cu respectarea reglementările în vigoare, şi sunt precizate în avizele tehnice/certificatele de racordare emise pentru locurile de producere şi/sau de consum.
(1)Operatorii de măsurare sunt responsabili cu măsurarea energiei electrice în punctele de măsurare, în conformitate cu prevederile legale în vigoare.
(2)În vederea îndeplinirii obligaţiilor privind măsurarea energiei electrice pentru toţi utilizatorii reţelelor electrice din aria de responsabilitate, operatorii de măsurare deţin, dezvoltă şi operează sisteme de măsurare a energiei electrice, inclusiv, după caz, sisteme de măsurare inteligentă.
Atunci când un punct de măsurare nu coincide cu punctul de delimitare, prin excepţie de la prevederile art. 11 alin. (2), energia electrică măsurată se corectează în conformitate cu prevederile reglementărilor în vigoare privind corecţia datelor de măsurare în raport cu punctul de delimitare.
Energia electrică se măsoară în următoarele puncte de măsurare:
a)punctele de delimitare între reţelele electrice de interes public şi instalaţiile de utilizare ale utilizatorilor;
b)punctele de delimitare între două reţele electrice aflate în gestiunea a doi operatori de reţea diferiţi;
c)punctele de interconexiune cu sistemele electroenergetice ale ţărilor vecine.
Prin excepţie de la prevederile art. 14, în cazuri particulare, decontarea energiei electrice se realizează în următoarele puncte de măsurare:
a)pe partea de tensiune superioară a transformatorului bloc, pentru generatoarele racordate bloc generator - transformator sau bloc generator - transformator - linie electrică;
b)pe linia de evacuare, cu acordul părţilor implicate contractual, pentru centralele hidroelectrice racordate radial;
c)în celula de racord a generatorului, pentru generatoarele racordate direct la barele staţiilor electrice de distribuţie;
d)pe partea de tensiune superioară a transformatorului coborâtor, pentru energia electrică preluată de la barele staţiei electrice a centralei, pentru consumurile proprii tehnologice ale producătorului;
e)pe partea de 110 kV a unităţilor de transformare, pentru conexiunile între RET şi RED;
f)în ambele capete ale liniilor de legătură dintre reţelele aparţinând a doi operatori de distribuţie diferiţi; în acest caz, fiecare contor este în acelaşi timp contor de decontare pentru energia electrică cedată pe linia electrică către celălalt operator de distribuţie şi contor martor pentru energia electrică primită pe linia electrică de la celălalt operator de distribuţie;
g)pe racord, pentru instalaţiile de compensare a energiei reactive racordate la 110 kV.
Pentru măsurarea energiei electrice tranzitate pe liniile de interconexiune se pot conveni cu partenerul extern proceduri specifice.
Operatorul de măsurare este obligat să permită utilizatorului montarea de contoare martor.
(1)Sistemele de măsurare, inclusiv cele de măsurare inteligentă, au următoarea structură:
a)subsisteme de măsurare locală sau grupuri de măsurare, formate din:
(i)contoare, inclusiv module de comunicaţie şi module adiţionale instalate în cadrul contorului sau în imediata lui vecinătate, care au rolul îndeplinirii unor funcţionalităţi aferente măsurării, precum şi elemente de securizare a acestora;
(ii)transformatoare de măsurare;
(iii)circuite de măsurare, precum şi elemente de securizare a acestora;
b)subsisteme de transmitere a informaţiilor, formate din:
(i)module de comunicaţie;
(ii)subsisteme de citire automată a datelor de măsurare;
(iii)echipamente concentratoare de date;
(iv)căi de comunicaţie;
c)sistem central de gestiune a datelor de măsurare.
(2)Partea relevantă din punct de vedere metrologic legal a contoarelor are următoarele caracteristici:
a)se supune legislaţiei metrologice în vigoare din România şi se protejează după caz: prin sigiliile producătorului aplicate conform documentelor care stau la baza examinării CE de tip sau prin marcajele de verificare metrologică aplicate conform aprobării de model sau în urma efectuării verificării iniţiale (în cazul introducerii pe piaţă şi/sau punerii în funcţiune) sau în urma efectuării verificărilor metrologice periodice (în cazul contoarelor aflate în utilizare);
b)are asociată o declaraţie de completitudine a listei de funcţii şi de comenzi;
c)conţine programul de contor (firmware) definit la examinarea de tip/evaluarea în vederea acordării aprobării de model, caracterizat prin varianta de soft şi suma sa de control, stipulate în certificatul de examinare CE de tip/certificatul aprobării de model, care se supune legislaţiei metrologice în vigoare şi se protejează prin sigilii.Secţiunea a 3-a Regimul de proprietate asupra componentelor sistemului de măsurare a energiei electrice
(1)Componentele sistemelor de măsurare sunt în proprietatea operatorului de reţea.
(2)Prin excepţie de la prevederile alin. (1):
a)contoarele care măsoară energia electrică pentru care producătorul beneficiază de scheme de sprijin sunt în proprietatea producătorului şi sunt încadrate în sistemul de măsurare al operatorului de reţea;
b)transformatoarele de măsurare din cadrul grupurilor de măsurare a energiei electrice pot fi în proprietatea şi operarea utilizatorului (producător sau client final).
Proprietarii componentelor sistemului de măsurare sunt obligaţi să asigure îndeplinirea prevederilor legislaţiei metrologice în vigoare, precum şi a condiţiilor tehnice aferente acestora, precizate în prezentul cod.
Punctele de măsurare a energiei electrice se clasifică în funcţie de puterea aprobată prin avizul tehnic de racordare/certificatul de racordare în trei categorii, pentru care prezentul cod stabileşte cerinţe distincte, astfel:
a)puncte de măsurare de categoria A: utilizate pentru măsurarea energiei electrice tranzitate prin punctele de delimitare dintre reţeaua electrică de interes public şi instalaţiile de utilizare ale utilizatorilor cu puterea aprobată mai mare de 1 MW; în această categorie nu sunt cuprinse punctele de măsurare din reţeaua electrică de joasă tensiune;
b)puncte de măsurare de categoria B: utilizate pentru măsurarea energiei electrice tranzitate prin punctele de delimitare dintre reţeaua electrică de interes public şi instalaţiile de utilizare ale utilizatorilor cu puterea aprobată mai mare de 100 kW şi mai mică sau egală cu 1 MW; sunt cuprinse în această categorie şi punctele de măsurare din reţeaua electrică de joasă tensiune cu puterea aprobată mai mare de 1 MW, precum şi punctele de măsurare din reţeaua electrică de medie tensiune cu puterea aprobată mai mică sau egală cu 100 kW;
c)puncte de măsurare de categoria C: utilizate pentru măsurarea energiei electrice tranzitate prin punctele de delimitare dintre reţeaua electrică de interes public şi instalaţiile de utilizare ale utilizatorilor racordaţi la joasă tensiune cu puterea aprobată mai mică sau egală cu 100 kW.
Mijloacele de măsurare trebuie să respecte cerinţele privind condiţiile de introducere pe piaţă şi punere în funcţiune şi, după caz, prevederile normelor de metrologie legală aplicabile.
Mijloacele de măsurare a energiei electrice trebuie să respecte cerinţele prevăzute în reglementările aplicabile din domeniul metrologiei legale referitoare la:
a)achiziţie - deţinerea, după caz, a certificatelor de examinare CE de tip, a certificatelor aprobărilor de model CEE (AM-CEE), a certificatelor aprobărilor de model (AM), a declaraţiilor de conformitate emise de producător sau de reprezentantul său autorizat, a buletinelor de verificare metrologică iniţială, a marcajelor de conformitate, a marcajelor de verificare iniţială CEE, a marcajului aprobării de model, a marcajului de verificare metrologică;
b)verificare metrologică - realizată de către operatori economici autorizaţi BRML;
c)montare - realizată exclusiv de către operatori economici deţinători ai avizului pentru exercitarea activităţii de montare a mijloacelor de măsurare emis de BRML - numai pentru mijloacele de măsurare care se supun controlului metrologic legal prin aprobări de model CEE (AM-CEE), aprobare de model (AM) şi verificare iniţială (VI) pentru mijloacele de măsurare aflate în utilizare;
d)utilizare - respectarea periodicităţii verificărilor metrologice, realizarea de testări în vederea evaluării conformităţii cu prevederile standardelor aplicabile;
e)încadrarea în clasele de exactitate - pentru contoarele de energie electrică activă şi reactivă.
Pentru achiziţia şi punerea în funcţiune, transformatoarele de măsurare şi contoarele de energie electrică activă trebuie să corespundă modalităţilor de control metrologic legal exercitat de BRML prin aprobarea de model şi verificarea metrologică iniţială, conform legislaţiei metrologice şi legislaţiei privind mijloacele de măsurare în vigoare.
(1)Mijloacele de măsurare din componenţa grupurilor de măsurare se supun verificării metrologice periodice la termene cel mult egale cu cele prevăzute în reglementările metrologice în vigoare, în laboratoare de metrologie autorizate de BRML.
(2)La cererea oricărui utilizator, operatorul de măsurare este obligat să asigure efectuarea de verificări metrologice, iar plângerile se soluţionează în conformitate cu prevederile legislaţiei metrologice în vigoare, prin expertize metrologice finalizate prin rapoarte de expertiză.Secţiunea a 2-a Cerinţe tehnice generale
(1)În reţelele electrice trifazate, măsurarea energiei electrice se efectuează utilizând tensiunea şi curentul electric de pe toate cele trei faze.
(2)În cazul reţelelor electrice trifazate care nu au neutrul legat direct la pământ, se admite măsurarea utilizând curentul electric de pe două faze şi tensiunea dintre faze.
(1)Transformatoarele de curent pentru măsurare se dimensionează astfel încât curentul corespunzător puterii maxime de lungă durată, înregistrată pe o perioadă de 12 luni, să se încadreze în limita de 20-100% din curentul nominal al acestora.
(2)Se recomandă utilizarea transformatoarelor de curent cu raport de transformare pentru înfăşurarea de măsurare mai mic decât cel pentru înfăşurarea de protecţie.
Înfăşurările secundare ale transformatoarelor de curent şi tensiune pentru măsurare se utilizează numai pentru conectarea contoarelor, inclusiv a celor martor.
(1)Contorul martor trebuie să aibă acelaşi număr de faze şi cel puţin aceeaşi clasă de exactitate ca şi contorul de decontare.
(2)Contorul martor se conectează pe aceleaşi circuite de curent electric şi tensiune cu contorul de decontare.
La cererea părţii implicate contractual, constanta de măsurare a grupurilor de măsurare din componenţa subsistemelor de măsurare locală se include la parametrizare, astfel încât citirea locală să permită vizualizarea indexurilor de energie electrică activă şi, după caz, reactivă.
(1)Contorul de energie electrică trebuie prevăzut cu următoarele marcaje şi sigilii fizice:
a)marcajul de verificare metrologică, prin care se asigură securitatea părţii relevante din punct de vedere metrologic legal a contorului, aplicat sub formă de sigiliu conform aprobării de model sau după prima verificare metrologică periodică la contoarele aflate în utilizare;
b)sigiliul producătorului, pentru contoarele noi de energie electrică activă ce urmează a fi achiziţionate şi puse în funcţiune conform prevederilor legislaţiei privind mijloacele de măsurare în vigoare;
c)sigiliul de instalare aplicat capacului de borne, prin care se asigură securitatea montajului contorului;
d)sigiliul de instalare de parametrizare, care împiedică schimbarea parametrilor contorului şi modificarea datelor de decontare stocate prin securizarea interfeţei optice locale de citire şi parametrizare şi a interfeţelor de comunicaţie la distanţă; acest sigiliu se aplică portului de parametrizare sau altor elemente constructive ale contoarelor parametrizabile.
(2)Sigiliile fizice prevăzute la alin. (1) lit. c) şi d) se aplică de operatorul de măsurare, cu notificarea utilizatorului cu cel puţin 3 zile înainte.
Pentru asigurarea securităţii transmisiei datelor de măsurare se recomandă sigilarea modulelor de comunicaţie, la instalarea acestora, prin sigiliu suplimentar sau sub sigiliul de instalare aplicat capacului de borne.
Şirurile de cleme şi cutiile de borne ale circuitelor de măsurare a energiei electrice aferente transformatoarelor de măsurare trebuie să fie securizate de operatorul de măsurare prin sigiliu de instalare aplicat capacului de borne aferent fiecărui punct în care circuitele secundare pot fi accesate.
Operatorul de măsurare poate aplica măsuri suplimentare de sigilare pentru grupurile de măsurare, cu informarea utilizatorului.
Sistemele de măsurare trebuie să asigure cel puţin următoarele măsuri de securitate informatică a accesului de la distanţă pentru citirea datelor de măsurare:
a)înregistrare cu nume de utilizator şi parolă;
b)confirmare drept de acces prin tehnici bazate pe chei publice şi/sau private;
c)criptarea mesajelor cu cuvinte de minimum 128 biţi;
d)măsuri suplimentare de realizare a comunicaţiei doar între adrese cunoscute.
(1)Căile de comunicaţie trebuie să asigure securitatea şi confidenţialitatea datelor de măsurare.
(2)În cazul utilizării drept cale de comunicaţie a unei linii seriale dedicate necomutate, responsabilitatea asigurării securităţii şi confidenţialităţii datelor de măsurare revine operatorului de măsurare, iar măsurile necesare se aplică de către operatorul de telecomunicaţii care oferă liniile seriale dedicate.
Operatorul de măsurare este obligat să resincronizeze periodic ceasurile interne ale sistemelor de măsurare în scopul respectării abaterii maxime permise stabilite în prezentul cod şi să corecteze datele de măsurare în cazul înregistrării unei abateri mai mari decât cea maxim permisă, în baza procedurilor proprii menţionate la art. 121.
Pentru asigurarea securităţii şi confidenţialităţii datelor de măsurare, operatorul de măsurare trebuie să definească drepturile de acces la sistemul de măsurare ale utilizatorului; utilizatorul poate împuternici, în temeiul unei relaţii contractuale, un furnizor sau o societate de servicii energetice să aibă acces la sistemul de măsurare în numele său.
(1)Se utilizează exclusiv contoare electronice cu clasa de exactitate 0,2 S pentru energie activă şi 1 pentru energie reactivă.
(2)Se utilizează transformatoare de curent ale căror înfăşurări pentru măsurare au clasa de exactitate 0,2 S. (3) Se utilizează transformatoare de tensiune ale căror înfăşurări de măsurare au clasa de exactitate 0,2.
Subsistemele de măsurare locală trebuie să realizeze următoarele funcţionalităţi:
a)să măsoare energia activă şi reactivă în partea relevantă din punct de vedere metrologic legal a contoarelor şi să stocheze nevolatil indexurile de energie activă şi reactivă;
b)să deţină un ecran local, parte din zona metrologică a contorului, şi o tastatură de acces la date (minimum o tastă), prin care să se poată accesa şi vizualiza indexurile de energie activă şi reactivă;
c)să creeze evenimente relevante şi să le stocheze într-un jurnal de evenimente nevolatil (protejat la pierderea tensiunii de alimentare);
d)să deţină un ceas de timp real nevolatil (protejat la pierderea tensiunii de alimentare);
e)să creeze şi să stocheze nevolatil profilele de sarcină în registre recirculabile, atât pentru energia activă, cât şi pentru energia reactivă;
f)să măsoare mărimi de instrumentaţie;
g)să deţină o interfaţă optică locală de citire şi parametrizare, care să fie securizată prin sigiliu de instalare de parametrizare.
Subsistemele de măsurare locală trebuie să înregistreze indexuri de energie activă şi reactivă în ambele sensuri la fiecare 15 minute, cu memorarea acestora într-un profil de sarcină pe o perioadă de minimum 45 de zile.
(1)Subsistemele de măsurare locală trebuie să permită transmiterea la cerere a următoarelor mărimi de instrumentaţie:
a)puterea activă trifazată cu semn;
b)puterea reactivă trifazată cu semn;
c)tensiunea pe fiecare fază;
d)curentul pe fiecare fază;
e)frecvenţa reţelei.
(2)Mărimile prevăzute la alin. (1) trebuie să fie disponibile pentru a fi transmise prin cel puţin una din interfeţele de comunicaţie, la cerere, la un interval de timp de cel mult 60 de secunde.
Grupurile de măsurare montate la locurile de consum trebuie să înregistreze puterea activă maximă de lungă durată pe fiecare sfert de oră bloc.
Citirea datelor de măsurare, local sau de la distanţă, nu trebuie să fie condiţionată de prezenţa tensiunii de măsurat.
Subsistemele de măsurare locală trebuie să fie capabile să sincronizeze automat şi periodic ceasurile interne cu ora oficială a României pe baza unui semnal de sincronizare extern sau prin mesaje de comunicaţie transmise pe interfaţa de comunicaţie a acestora, în scopul respectării abaterii maxime permise, de 3 secunde faţă de ora oficială a României.
Citirea subsistemelor de măsurare locală trebuie să fie posibilă de la distanţă prin cel puţin două interfeţe de comunicaţie independente.
Accesul multiplu al utilizatorilor pentru citirea datelor de măsurare de la distanţă trebuie să poată fi posibil astfel:
a)simultan, prin module de comunicaţie conectate la interfeţele de comunicaţie independente;
b)alternativ, prin module de comunicaţie conectate la una dintre interfeţele de comunicaţie independente.
(1)Subsistemele de măsurare locală montate la locurile de consum trebuie să stocheze în jurnalul de evenimente şi în curba de sarcină următoarele înregistrări privind calitatea energiei electrice:
a)reducerea nivelului de tensiune pe toate cele 3 faze sub o anumită valoare programată şi revenirea nivelului tensiunii pe cele 3 faze peste valoarea programată, inclusiv reducerea care reprezintă întrerupere a tensiunii;
b)creşterea nivelului de tensiune pe toate cele 3 faze peste o anumită valoare programată şi revenirea nivelului tensiunii pe cele 3 faze sub valoarea programată;
c)valoarea tensiunii pe cele 3 faze la fiecare 15 minute, în curba de sarcină, pentru calcule statistice ale nivelului de tensiune la utilizator;
d)opţional, valoarea curentului pe cele 3 faze la fiecare 15 minute, în curba de sarcină, pentru calcule statistice ale dezechilibrelor între cele 3 faze.
(2)Înregistrările prevăzute la alin. (1), împreună cu cele ale analizoarelor de calitate, pot fi utilizate pentru monitorizarea stării tehnice şi a regimului de funcţionare a reţelelor electrice de interes public.
Contoarele montate la locurile de producere sau consum şi producere trebuie să măsoare energia electrică reactivă în patru cadrane cu clasa de exactitate 1.
Secţiunea şi lungimea circuitelor de măsurare care asigură legătura dintre transformatoarele de tensiune şi contoare trebuie astfel alese încât căderea de tensiune pe aceste circuite să nu fie mai mare de 0,05 V.
Se recomandă respectarea caracteristicilor tehnice prevăzute în următoarele standarde:
a)SR EN 62053-22 pentru contoarele de energie activă şi, respectiv, SR EN 62053-23 pentru contoarele de energie reactivă;
b)SR EN 61869-2 pentru transformatoarele de curent;
c)SR EN 61869-4 pentru transformatoarele de măsurare combinate;
d)SR EN 62052-21, SR EN 62054-21 şi SR EN 61869-3 pentru transformatoarele de tensiune inductive, respectiv SR EN 61869-5 pentru transformatoarele de tensiune capacitive;
e)SR EN 62054-21 pentru ceasurile interne.Secţiunea a 2-a Cerinţe tehnice pentru căile de comunicaţie
Pentru comunicaţia la distanţă se permit căi de comunicaţie ce pot fi accesate doar de părţile implicate contractual cu drept de citire a datelor de măsurare, care îndeplinesc următoarele condiţii tehnice:
a)asigură la cerere transmiterea la sfert de oră a indexurilor de energie activă şi reactivă;
b)asigură accesul multiutilizator prevăzut la art. 47 la una dintre interfeţele de comunicaţie ale subsistemelor de măsurare locală;
c)asigură condiţiile de securitate informatică prevăzute la art. 35.
(1)Pentru transmiterea la distanţă a datelor de măsurare se utilizează protocoale de comunicaţie la distanţă utilizate în domeniul măsurării energiei electrice care respectă standardele acceptate la nivel european şi care permit securizarea comunicaţiei pentru citirea datelor de măsurare în condiţiile prevăzute la art. 35. (2) La solicitarea unui utilizator pentru asigurarea accesului societăţilor de servicii energetice, operatorul de măsurare furnizează acestei părţi gratuit, în temeiul unei relaţii contractuale, specificaţiile tehnice complete ale protocoalelor de comunicaţie utilizate, cel puţin pentru următoarele funcţii: procedura de logare şi datele de identificare a utilizatorului necesare pentru logare, citirea datelor de măsurare şi a ceasului de timp real.Secţiunea a 3-a Cerinţe suplimentare de securitate şi de confidenţialitate a datelor
Subsistemele de măsurare locală trebuie să asigure securitatea datelor de măsurare după cum urmează:
a)datele de decontare stocate nu pot fi şterse prin nicio comandă executată de la distanţă;
b)datele de decontare pot fi parametrizate exclusiv local, prin ruperea sigiliului de instalare de parametrizare, în prezenţa utilizatorului;
c)mărimile de instrumentaţie şi datele de stare stocate pot fi şterse doar prin recircularea automată a registrelor recirculabile nevolatile;
d)mărimile de instrumentaţie şi datele de stare pot fi parametrizate de la distanţă sau local;
e)orice acţiune de rupere a sigiliilor de instalare se consemnează într-un proces-verbal încheiat între operatorul de măsurare şi utilizator.
(1)Parametrizarea de la distanţă a subsistemelor de măsurare locală este permisă numai operatorului de măsurare, cu respectarea următoarei succesiuni:
a)citirea completă înainte de parametrizare;
b)parametrizarea;
c)citirea completă după parametrizare.
(2)Intervalul de timp între cele două citiri prevăzute la alin. (1) lit. a) şi c) nu poate fi mai mare de 15 minute, cu excepţia cazului de întrerupere a comunicaţiei locale din motive independente de operatorul de măsurare, caz în care citirea se face imediat după restabilirea comunicaţiei.
(3)Cele două citiri prevăzute la alin. (1) lit. a) şi c) se transmit către părţile implicate contractual.
(4)Parametrizarea locală, inclusiv modificarea datelor de decontare stocate a subsistemelor de măsurare, este permisă numai operatorului de măsurare, cu ruperea sigiliului de instalare de parametrizare, utilizarea parolei de acces şi resigilarea după parametrizare.
(5)Parametrizarea locală se face cu notificarea utilizatorului, cu cel puţin 3 zile înainte, şi consemnarea acesteia într-un proces-verbal încheiat între operatorul de măsurare şi utilizator.
Ceasul intern al subsistemelor de măsurare locală trebuie să respecte următoarele cerinţe suplimentare de securitate:
a)sincronizarea trebuie să poată fi făcută numai de un singur sistem central prin mesaje de sincronizare transmise de la distanţă către una dintre interfeţele de comunicaţie;
b)orice sincronizare de la distanţă se înregistrează prin eveniment în jurnalul de evenimente şi prin semnal binar în profilele de sarcină; în jurnalul de evenimente se semnalează intervalele de timp care nu au avut durata standard de 15 minute, dacă înainte de sincronizare abaterea de timp a fost mai mare de 3 secunde;
c)se acceptă şi alte modalităţi specifice de sincronizare care asigură condiţiile de precizie prevăzute la art. 45 şi condiţii similare de trasabilitate a efectului sincronizării în înregistrarea datelor de măsurare prevăzute la lit. b).
(1)Operatorul de măsurare este obligat să efectueze verificarea circuitelor de măsurare şi de comunicaţie pentru subsistemele de măsurare locală din punctele de măsurare şi efectuarea unei citiri locale cel puţin o dată la 2 ani.
(2)Verificarea prevăzută la alin. (1) se face şi în orice situaţie de litigiu între părţile implicate contractual.
(1)Se utilizează exclusiv contoare electronice cu clasa de exactitate 0,5 S sau clasa C precizată în legislaţia din domeniul mijloacelor de măsurare pentru energia activă şi clasa 2 pentru energia reactivă.
(2)Se utilizează transformatoare de curent şi tensiune ale căror înfăşurări pentru măsurare au clasa de exactitate 0,5. (3) În punctele de măsurare în care curentul scade uzual sub 20% din curentul nominal al transformatorului de măsurare, se recomandă utilizarea clasei de exactitate 0,2 pentru contoare şi 0,5 S pentru transformatoare de curent.
Subsistemele de măsurare locală trebuie să realizeze următoarele funcţionalităţi:
a)să măsoare energia activă şi reactivă în partea relevantă din punct de vedere metrologic legal a contoarelor şi să stocheze nevolatil indexurile de energie activă şi reactivă;
b)să deţină un ecran local, parte din zona metrologică a contorului, şi o tastatură de acces la date (minimum o tastă), prin care să se poată accesa şi vizualiza indexuri de energie activă şi reactivă;
c)să creeze evenimente relevante şi să le stocheze într-un jurnal de evenimente nevolatil (protejat la pierderea tensiunii de alimentare);
d)să deţină un ceas de timp real nevolatil (protejat la pierderea tensiunii de alimentare);
e)să creeze şi să stocheze nevolatil profilele de sarcină în registre recirculabile, atât pentru energia activă, cât şi pentru cea reactivă;
f)să măsoare mărimi de instrumentaţie;
g)să deţină o interfaţă optică locală de citire şi parametrizare, care să fie securizată prin sigiliu de instalare de parametrizare.
Subsistemele de măsurare locală trebuie să înregistreze indexurile de energie activă şi reactivă în ambele sensuri la fiecare 15 minute cu memorarea acestora într-un profil de sarcină pe o perioadă de minimum 45 de zile.
(1)Subsistemele de măsurare locală trebuie să permită transmiterea la cerere a următoarelor mărimi de instrumentaţie:
a)puterea activă trifazată, cu semn;
b)puterea reactivă trifazată, cu semn;
c)tensiunea pe fiecare fază;
d)curentul pe fiecare fază;
e)frecvenţa reţelei.
(2)Mărimile prevăzute la alin. (1) trebuie să fie disponibile pentru a fi transmise prin interfaţa de comunicaţie, la cerere, la un interval de cel mult 60 de secunde.
Grupurile de măsurare montate la locurile de consum trebuie să înregistreze puterea activă maximă de lungă durată pe fiecare sfert de oră bloc.
Citirea datelor de măsurare, local sau de la distanţă, poate fi condiţionată de prezenţa tensiunii de măsurat.
Subsistemele de măsurare locală trebuie să fie capabile să sincronizeze automat şi periodic ceasurile interne cu ora oficială a României, pe baza unui semnal de sincronizare extern sau prin mesaje de comunicaţie transmise pe interfaţa de comunicaţie a acestora, în scopul respectării abaterii maxime permise de 6 secunde faţă de ora oficială a României.
Citirea subsistemelor de citire locală trebuie să fie posibilă de la distanţă prin cel puţin o interfaţă de comunicaţie; se recomandă existenţa a două interfeţe de comunicaţie independente.
Accesul multiplu al utilizatorilor pentru citirea datelor de măsurare de la distanţă trebuie să fie posibil cel puţin alternativ, prin modulul de comunicaţie conectat la interfaţa de comunicaţie.
(1)Subsistemele de măsurare locală montate la locurile de consum trebuie să stocheze în jurnalul de evenimente şi în curba de sarcină următoarele înregistrări privind calitatea energiei electrice:
a)reducerea nivelului de tensiune pe toate cele 3 faze sub o anumită valoare programată şi revenirea nivelului de tensiune pe cele 3 faze peste valoarea programată, inclusiv reducerea care reprezintă întrerupere a tensiunii;
b)creşterea nivelului de tensiune pe toate cele 3 faze peste o anumită valoare programată şi revenirea nivelului tensiunii pe cele 3 faze sub valoarea programată;
c)valoarea tensiunii pe cele 3 faze la fiecare 15 minute, în curba de sarcină, pentru calcule statistice ale nivelului de tensiune la utilizator;
d)opţional, valoarea curentului pe cele 3 faze la fiecare 15 minute, în curba de sarcină, pentru calcule statistice ale dezechilibrelor între cele 3 faze.
(2)Înregistrările prevăzute la alin. (1) împreună cu cele ale analizoarelor de calitate pot fi utilizate pentru monitorizarea stării tehnice şi a regimului de funcţionare a reţelelor electrice de interes public.
Contoarele montate la locurile de producere sau la locurile de consum şi producere trebuie să măsoare energia electrică reactivă în patru cadrane cu clasa de exactitate 2; se recomandă utilizarea de contoare cu clasa de exactitate 1.
Secţiunea şi lungimea circuitelor de măsurare care asigură legătura dintre transformatoarele de tensiune şi contoare trebuie astfel alese încât căderea de tensiune pe aceste circuite să nu fie mai mare de 0,25 V.
Se recomandă respectarea caracteristicilor tehnice prevăzute în următoarele standarde:
a)SR EN 62053-22 clasa C pentru contoarele de energie activă SR EN 62053-23 pentru contoarele de energie reactivă;
b)SR EN 61869-2 pentru transformatoarele de curent;
c)SR EN 61869-3 pentru transformatoarele de tensiune cu inducţie, respectiv SR EN 61869-5 pentru transformatoarele de tensiune capacitive;
d)SR EN 62054-21 pentru ceasurile interne.Secţiunea a 2-a Cerinţe tehnice pentru căile de comunicaţie
Pentru comunicaţia la distanţă se permit căi de comunicaţie ce pot fi accesate doar de părţile implicate contractual cu drept de citire a datelor de măsurare, care îndeplinesc următoarele condiţii tehnice:
a)asigură la cerere transmiterea la sfert de oră a indexurilor de energie activă şi reactivă;
b)asigură accesul multiutilizator prevăzut la art. 66 la interfaţa de comunicaţie a subsistemului de măsurare locală;
c)asigură condiţiile de securitate informatică prevăzute la art. 35.
(1)Pentru transmiterea la distanţă a datelor de măsurare se utilizează protocoale de comunicaţie la distanţă utilizate în domeniul măsurării energiei electrice care respectă standardele acceptate la nivel european şi permit securizarea comunicaţiei pentru citirea datelor de măsurare în condiţiile prevăzute la art. 35. (2) La solicitarea unui utilizator pentru asigurarea accesului societăţilor de servicii energetice, operatorul de măsurare furnizează acestei părţi gratuit, în temeiul unei relaţii contractuale, specificaţiile tehnice complete ale protocoalelor de comunicaţie utilizate, cel puţin pentru următoarele funcţii: procedura de logare şi datele de identificare a utilizatorului necesare pentru logare, citirea datelor de măsurare şi a ceasului de timp real.Secţiunea a 3-a Cerinţe suplimentare de securitate şi de confidenţialitate a datelor
Subsistemele de măsurare locală trebuie să asigure securitatea datelor de măsurare după cum urmează:
a)datele de decontare stocate nu pot fi şterse prin nicio comandă executată de la distanţă;
b)datele de decontare pot fi parametrizate exclusiv local, prin ruperea sigiliului de instalare de parametrizare, în prezenţa utilizatorului;
c)mărimile de instrumentaţie şi datele de stare stocate pot fi şterse doar prin recircularea automată a registrelor recirculabile nevolatile;
d)mărimile de instrumentaţie şi datele de stare pot fi parametrizate de la distanţă sau local;
e)orice acţiune de rupere a sigiliilor de instalare se consemnează într-un proces-verbal încheiat între operatorul de măsurare şi utilizator.
(1)Parametrizarea de la distanţă a subsistemelor de măsurare locală este permisă numai operatorului de măsurare, cu respectarea următoarei succesiuni:
a)citirea completă înainte de parametrizare;
b)parametrizarea;
c)citirea completă după parametrizare.
(2)Intervalul de timp între cele două citiri prevăzute la alin. (1) lit. a) şi c) nu poate fi mai mare de 15 minute, cu excepţia cazului de întrerupere a comunicaţiei locale din motive independente de operatorul de măsurare, caz în care citirea se face imediat după restabilirea comunicaţiei.
(3)Cele două citiri prevăzute la alin. (1) lit. a) şi c) se transmit către toate părţile implicate contractual.
(4)Parametrizarea locală este permisă numai operatorului de măsurare, după ruperea sigiliului de instalare de parametrizare şi utilizarea parolei de acces.
(5)Parametrizarea locală, inclusiv modificarea datelor de decontare stocate, se face cu notificarea utilizatorului cu cel puţin 3 zile înainte şi consemnarea acesteia într-un proces- verbal încheiat între operatorul de măsurare şi utilizator.
Ceasul intern al subsistemelor de măsurare locală trebuie să respecte următoarele cerinţe suplimentare de securitate:
a)sincronizarea trebuie să poată fi făcută numai de un singur sistem central, prin mesaje de sincronizare transmise de la distanţă către interfaţa de comunicaţie;
b)orice sincronizare de la distanţă se înregistrează prin eveniment în jurnalul de evenimente şi prin semnal binar în profilul de sarcină; intervalele de timp care nu au avut durata standard de 15 minute se semnalează în jurnalul de evenimente dacă înainte de sincronizare abaterea de timp a fost mai mare de 6 secunde;
c)se acceptă şi alte modalităţi specifice de sincronizare care asigură condiţiile de precizie prevăzute la art. 64 şi condiţii similare de trasabilitate a efectului sincronizării în înregistrarea datelor de măsurare stipulate la lit. b).
(1)Operatorul de măsurare este obligat să efectueze verificarea circuitelor de măsurare şi de comunicaţie pentru subsistemele de măsurare locală din punctele de măsurare şi efectuarea unei citiri locale cel puţin o dată la 3 ani.
(2)Verificarea prevăzută la alin. (1) se face şi în orice situaţie de litigiu între părţile implicate contractual.
(1)Punctele de măsurare din categoria C se împart în funcţie de caracteristicile tehnice impuse sistemului de măsurare în următoarele subcategorii:
a)subcategoria C1 - puncte de măsurare dotate cu grupuri de măsurare capabile să asigure date de măsurare la intervale de 15 minute şi transmiterea bidirecţională a acestora la sistemul central de gestiune a datelor de măsurare la fiecare 15 minute;
b)subcategoria C2 - puncte de măsurare dotate cu grupuri de măsurare capabile să asigure date de măsurare la intervale de 60 de minute şi transmiterea bidirecţională a acestora la sistemul central de gestiune a datelor de măsurare la fiecare 24 de ore;
c)subcategoria C3 - puncte de măsurare dotate cu grupuri de măsurare cu citire locală.
(2)Punctele de măsurare din subcategoriile C1 şi C2 se integrează în sisteme de măsurare inteligentă.
Se recomandă includerea punctelor de măsurare ale utilizatorilor reţelelor electrice de interes public în subcategoriile prevăzute la art. 77, după cum urmează:
a)subcategoria C1 - utilizatori racordaţi la joasă tensiune, cu consum mediu anual/producţie medie anuală mai mare de 2.400 kWh/an;
b)subcategoria C2 - utilizatori racordaţi la joasă tensiune, cu consum mediu anual mai mic sau egal cu 2.400 kWh/an şi mai mare de 1.200 kWh/an, respectiv producţie medie anuală mai mică sau egală cu 2.400 kWh/an;
c)subcategoria C3 - utilizatori racordaţi la joasă tensiune, cu consum mediu anual mai mic sau egal cu 1.200 kWh/an.
(1)Încadrarea utilizatorilor în subcategoriile C1 şi C2 se realizează în funcţie de rezultatul analizei cost-beneficiu privind eficienţa pentru utilizator a investiţiei necesare pentru integrarea punctului de măsurare în sistemul de măsurare inteligentă.
(2)Analiza cost-beneficiu şi decizia privind integrarea punctelor de măsurare în sisteme de măsurare inteligentă se fac pe zone de reţea.
(3)În cazul în care analiza cost-beneficiu indică ineficienţa pentru utilizator a includerii punctului de măsurare în sistemul de măsurare inteligentă, acesta se încadrează la subcategoria C3.Secţiunea a 2-a Cerinţe tehnice pentru contoare şi transformatoare de măsurare
(1)Pentru subcategoriile C1 şi C2 se utilizează exclusiv contoare electronice cu clasa de exactitate B conform prevederilor legislaţiei din domeniul mijloacelor de măsurare pentru energie activă şi, după caz, cu clasa de exactitate 2, conform prevederilor standardului SR EN 62053-23 pentru energie reactivă.
(2)Pentru caracteristicile tehnice ale transformatoarelor de curent se recomandă respectarea prevederilor standardului SR EN 61869-2.
Subsistemele de măsurare locală ale punctelor de măsurare din subcategoriile C1 şi C2 trebuie să realizeze următoarele funcţionalităţi:
a)să măsoare energia electrică activă şi, în funcţie de prevederile reglementărilor în vigoare, reactivă în partea relevantă din punct de vedere metrologic legal a contoarelor şi să realizeze stocarea nevolatilă şi needitabilă a indexurilor de energie activă şi, după caz, reactivă;
b)în cazul locurilor de producere sau al locurilor de consum şi producere, să măsoare energia electrică activă în ambele sensuri şi energia electrică reactivă în patru cadrane în funcţie de prevederile reglementărilor în vigoare;
c)în cazul locurilor de consum din subcategoria C1, să înregistreze puterea activă maximă de lungă durată pe fiecare sfert de oră bloc;
d)să deţină un ecran local, parte din zona metrologică a contorului, şi o tastatură de acces la date (minimum o tastă), prin care să se poată accesa şi vizualiza indexuri de energie activă şi, după caz, reactivă;
e)să permită citirea locală sau de la distanţă printr-o interfaţă de comunicaţie;
f)să deţină o interfaţă optică locală de citire şi parametrizare, care să fie securizată prin sigiliu de instalare de parametrizare.
În plus faţă de prevederile art. 81, subsistemele de măsurare locală ale punctelor de măsurare din subcategoriile C1 şi C2 trebuie să realizeze şi următoarele funcţionalităţi:
a)să creeze şi să stocheze nevolatil în registre recirculabile indexurile tarifare pe cel puţin 3 intervale de timp diferite şi profilele de sarcină la intervale de 15 minute pentru subcategoria C1, respectiv de 60 de minute pentru subcategoria C2, atât pentru energia activă, cât şi, după caz, pentru energia reactivă; profilele de sarcină se memorează pe o perioadă de minimum 35 de zile;
b)să deţină un ceas de timp real nevolatil (protejat la pierderea tensiunii de alimentare); ceasul de timp real trebuie să aibă o abatere maximă de 10 secunde faţă de ora oficială a României, iar corecţiile pentru încadrarea în această abatere trebuie să poată fi făcute automat, pe baza unui semnal de sincronizare extern, sau prin mesaje de comunicaţie transmise prin interfaţa de comunicaţie a subsistemului de măsurare locală;
c)să creeze evenimente relevante şi să le stocheze într-un jurnal de evenimente nevolatil (protejat la pierderea tensiunii de alimentare); evenimentele relevante trebuie să conţină cel puţin informaţii referitoare la: accesul şi tentativa de acces neautorizat la subsistemele de măsurare locală, întreruperi, reduceri, depăşiri, precum şi reveniri ale tensiunii, cu înregistrarea momentului de timp la care au avut loc şi a duratei acestora;
d)să înglobeze sau să poată comanda un întreruptor telecomandabil capabil să deconecteze şi să permită reconectarea utilizatorului prin comenzi de la distanţă la sarcini mai mici sau egale cu puterea aprobată, cu respectarea condiţiilor de securitate informatică prevăzute la art. 35; această funcţionalitate poate fi utilizată inclusiv pentru limitarea puterii consumate de utilizator, prin deconectarea acestuia în cazul depăşirii pragului de putere stabilit şi permiterea reconectării conform prevederilor contractuale;
e)să deţină sau să li se poată ataşa o interfaţă de comunicaţie cu receptoarele din instalaţia de utilizare (home area network) şi cu alte contoare de utilităţi (precum gaze, apă etc.) aflate la locul de consum;
f)să permită transmiterea la distanţă a datelor de decontare, la cerere, de cel puţin 4 ori pe oră (cel mai târziu în următorul sfert de oră) pentru subcategoria C1 şi de cel puţin o dată pe zi (cel mai târziu în ziua următoare) pentru subcategoria C2;
g)să măsoare mărimi de instrumentaţie: puterea activă şi, după caz, reactivă monofazată sau trifazată şi, opţional, tensiunea şi curentul pe fază pentru subsistemele monofazate, respectiv tensiunea şi curentul pe fiecare fază pentru subsistemele trifazate;
h)să permită transmiterea la distanţă a mărimilor de instrumentaţie, la cerere, pentru toate punctele de măsurare din subcategoria C1 de cel puţin 4 ori pe oră şi pentru un anumit punct de măsurare selectat din subcategoria C2 de cel puţin o dată pe zi.
Se recomandă următoarele funcţionalităţi suplimentare (opţionale) pentru sistemele de măsurare inteligentă:
a)să permită actualizarea programului intern al subsistemului de măsurare, în afara părţii relevante din punct de vedere metrologic legal a acestuia, local sau de la distanţă;
b)să permită comunicaţia prin două interfeţe de comunicaţie independente ale subsistemelor de măsurare locală.
(1)Contoarele punctelor de măsurare din subcategoria C3 trebuie să realizeze următoarele funcţionalităţi:
a)să măsoare în partea relevantă din punct de vedere metrologic legal energia activă şi, în funcţie de prevederile reglementărilor în vigoare, energia reactivă şi să stocheze indexurile de energie activă şi, după caz, de energie reactivă;
b)să deţină un ecran local, parte din zona metrologică a contorului, prin care să se poată accesa şi vizualiza date de decontare;
c)să stocheze indexurile pe intervale de timp, după caz.
(2)În cazul măsurării pe intervale de timp, contoarele punctelor de măsurare din subcategoria C3 trebuie să înglobeze un ceas de timp real nevolatil a cărui abatere trebuie menţinută prin operaţii de resincronizare locală la maximum 10 minute faţă de ora oficială a României.Secţiunea a 3-a Cerinţe tehnice pentru căile de comunicaţie
Pentru comunicaţia la distanţă se permit căi de comunicaţie ce pot fi accesate doar de părţile implicate contractual cu drept de citire a datelor de măsurare, care îndeplinesc următoarele condiţii tehnice:
a)asigură la cerere transmiterea datelor de măsurare de cel puţin 4 ori pe oră pentru subcategoria C1 şi o dată pe zi pentru subcategoria C2;
b)asigură acces multiutilizator alternativ la interfaţa de comunicaţie a subsistemului de măsurare locală;
c)asigură condiţiile de securitate informatică prevăzute la art. 35.
(1)Pentru transmiterea la distanţă a datelor de măsurare se utilizează protocoale de comunicaţie la distanţă utilizate în domeniul măsurării energiei electrice, care respectă standardele acceptate la nivel european şi permit securizarea comunicaţiei pentru citirea datelor de măsurare în condiţiile prevăzute la art. 35. (2) La solicitarea unui utilizator pentru asigurarea accesului societăţilor de servicii energetice, operatorul de măsurare furnizează acestei părţi gratuit, în temeiul unei relaţii contractuale, specificaţiile tehnice complete ale protocoalelor de comunicaţie utilizate, cel puţin pentru următoarele funcţii: procedura de logare şi datele de identificare a utilizatorului necesare pentru logare, citirea datelor de măsurare şi a ceasului de timp real.Secţiunea a 4-a Cerinţe suplimentare de securitate şi de confidenţialitate a datelor
Subsistemele de măsurare locală ale punctelor de măsurare din subcategoriile C1 şi C2 trebuie să asigure securitatea datelor de măsurare după cum urmează:
a)datele de decontare stocate nu pot fi şterse prin nicio comandă executată de la distanţă;
b)mărimile de instrumentaţie şi datele de stare stocate pot fi şterse prin recircularea automată a registrelor recirculabile nevolatile sau prin parametrizare;
c)datele de decontare, mărimile de instrumentaţie şi datele de stare pot fi parametrizate de la distanţă, cu respectarea condiţiei prevăzute la lit. a) şi înregistrarea operaţiunii în sistemul central de gestiune a datelor, sau local, cu ruperea sigiliului de instalare de parametrizare în prezenţa utilizatorului;
d)orice acţiune de rupere a sigiliilor de instalare se consemnează într-un proces-verbal încheiat între operatorul de măsurare şi utilizator.
(1)Parametrizarea de la distanţă a subsistemelor de măsurare locală ale punctelor de măsurare din subcategoriile C1 şi C2 este permisă numai operatorului de măsurare, cu respectarea următoarei succesiuni:
a)citirea completă înainte de parametrizare;
b)parametrizarea;
c)citirea completă după parametrizare.
(2)Intervalul de timp dintre cele două citiri prevăzute la alin. (1) lit. a) şi c) nu poate fi mai mare de 15 minute, cu excepţia cazului de întrerupere a comunicaţiei locale din motive independente de operatorul de măsurare, caz în care citirea se face imediat după restabilirea comunicaţiei.
(3)Cele două citiri prevăzute la alin. (1) lit. a) şi c) se transmit către părţile implicate contractual.
(4)Parametrizarea locală a subsistemelor de măsurare, inclusiv modificarea datelor de decontare stocate, este permisă numai operatorului de măsurare, cu ruperea sigiliului de instalare de parametrizare, utilizarea parolei de acces şi resigilarea după parametrizare.
(5)Parametrizarea locală se face cu notificarea utilizatorului, cu cel puţin 3 zile înainte şi consemnarea acesteia într-un proces-verbal încheiat între operatorul de măsurare şi utilizator.
(1)Operatorul de măsurare este obligat să efectueze verificarea circuitelor de măsurare şi de comunicaţie pentru subsistemele de măsurare locală din punctele de măsurare şi efectuarea unei citiri locale cel puţin o dată la 3 ani.
(2)Verificarea prevăzută la alin. (1) se face şi în orice situaţie de litigiu între părţile implicate contractual.
(1)Măsurarea energiei electrice aferente STS şi serviciilor energetice se face în punctele de măsurare stabilite de către operatorul de reţea şi furnizorul de STS şi/sau servicii energetice, care este calificat şi se angajează contractual să furnizeze aceste servicii.
(2)Furnizor de STS şi/sau de servicii energetice poate fi utilizatorul sau societatea de servicii energetice, în temeiul contractului încheiat în acest scop între utilizator şi operatorul de reţea.
Măsurarea energiei electrice aferente STS şi serviciilor energetice se realizează prin subsistemele de măsurare locală corespunzătoare punctelor de măsurare de categoria A, B şi C prin care se furnizează aceste servicii, cu respectarea următoarelor criterii:
a)măsurarea energiei electrice pentru decontarea serviciilor furnizate se face în condiţii metrologice, pe intervale de timp suficient de mici încât să fie evidenţiată dinamica (viteza de variaţie) acestor servicii;
b)se asigură posibilitatea calculării unor factori de performanţă a serviciilor furnizate, prin analiza comparativă, inclusiv statistică, a serviciului comandat cu cel efectiv executat;
c)se asigură posibilitatea calculării pentru decontare a energiei electrice aferente serviciilor furnizate, în mod unitar şi simetric, transparent şi verificabil de către părţile implicate contractual, în baza unei proceduri specifice;
d)se asigură posibilitatea agregării cantităţilor de energie electrică aferente serviciilor furnizate cumulat de mai mulţi utilizatori, pe baza măsurării cantităţilor de energie electrică aferente serviciilor furnizate de către fiecare utilizator în parte;
e)coroborat cu cerinţele de acces multiutilizator, subsistemele de măsurare locală prin intermediul cărora se măsoară pentru decontare energia electrică aferentă serviciilor furnizate pot fi citite de la distanţă de sistemele aferente tuturor părţilor implicate contractual.
Furnizorii de STS şi/sau de servicii energetice au obligaţia asigurării condiţiilor tehnice privind măsurarea acestor servicii.
Subsistemele de măsurare locală corespunzătoare punctelor de măsurare de categoria A care măsoară energia electrică aferentă STS şi/sau serviciilor energetice trebuie să îndeplinească următoarele cerinţe tehnice suplimentare faţă de cele prevăzute la cap. IV:
a)să înregistreze indexuri de energie electrică activă şi reactivă, prin crearea profilelor de sarcină la intervale de 1 minut, stocarea nevolatilă în registre recirculabile protejate la pierderea tensiunii de alimentare şi memorarea acestora pe o perioadă de minimum 7 zile; pentru subsisteme de măsurare locală care au un singur profil de sarcină, se acceptă setarea acestui profil de sarcină la 1 minut, având înregistrate implicit şi indexurile aferente la 15 minute, cu memorarea acestora pe o perioadă de minimum 14 zile;
b)indexurile aferente profilelor de sarcină la 1 minut trebuie să conţină cel puţin următoarele mărimi:
(i)energia activă în două sensuri;
(ii)energia reactivă în două sensuri sau în 4 cadrane;
(iii)opţional, cel puţin 2 semnale binare provenite din intrări binare fizice (0 sau 1 logic) sau intrări de contorizare a impulsurilor externe (condiţionări externe care să poată fi utilizate în cadrul unor algoritmi de calcul al energiei electrice aferente STS şi/sau serviciilor energetice);
c)se recomandă stocarea indexurilor aferente profilelor de sarcină la 1 minut pe perioade de timp de până la 45 de zile;
d)subsistemele de măsurare locală trebuie să măsoare la intervale de timp de cel mult 1 minut următoarele mărimi de instrumentaţie:
(i)puterea activă trifazată, cu semn;
(ii)puterea reactivă trifazată cu semn;
(iii)tensiunea pe fiecare fază;
(iv)curentul pe fiecare fază;
(v)frecvenţa reţelei;
e)calea de comunicaţie trebuie să permită transmiterea orară a indexurilor aferente profilurilor de sarcină la 1 minut şi transmiterea la intervale de 1 minut a mărimilor de instrumentaţie măsurate conform prevederilor de la lit. d).Secţiunea a 3-a Cerinţe tehnice pentru punctele de măsurare de categoria B
Subsistemele de măsurare locală corespunzătoare punctelor de măsurare de categoria B, care măsoară energia electrică aferentă STS şi/sau serviciilor energetice, trebuie să îndeplinească următoarele cerinţe tehnice suplimentare faţă de cele prevăzute la cap. V:
a)să înregistreze indexuri de energie electrică activă şi reactivă prin crearea profilelor de sarcină la intervale de 5 minute, stocarea nevolatilă în registre recirculabile protejate la pierderea tensiunii de alimentare şi memorarea acestora pe o perioadă de minimum 7 zile; pentru subsistemele de măsurare locală care au un singur profil de sarcină, se acceptă setarea acestui profil de sarcină la 5 minute, având înregistrate implicit şi indexurile aferente la 15 minute, cu memorare pe o perioadă de minimum 14 zile;
b)indexurile aferente profilelor de sarcină la 5 minute trebuie să conţină cel puţin următoarele mărimi:
(i)energia activă în două sensuri;
(ii)energia reactivă în 4 cadrane;
(iii)opţional, cel puţin 2 semnale binare provenite din intrări binare fizice (0 sau 1 logic) sau intrări de contorizare a impulsurilor externe (condiţionări externe care să poată fi utilizate în cadrul unor algoritmi de calcul al energiei electrice aferente STS şi/sau serviciilor energetice);
c)se recomandă stocarea indexurilor aferente profilelor de sarcină la 5 minute pe perioade de timp de până la 45 zile; în cazul în care este justificat economic în funcţie de natura serviciului furnizat, se recomandă stocarea indexurilor aferente profilelor de sarcină la 1 minut în locul celor la 5 minute, pe perioade de timp de 14 până la 45 de zile, caz în care energia reactivă prevăzută la lit. b) se înregistrează în două sensuri în loc de 4 cadrane; pentru subsistemele de măsurare locală care au un singur profil de sarcină, se acceptă setarea acestui profil de sarcină la 1 minut, având înregistrate implicit şi indexurile aferente la 5 minute cu memorare pe o perioadă de minimum 7 zile;
d)subsistemele de măsurare locală trebuie să măsoare la intervale de timp de cel mult 1 minut următoarele mărimi de instrumentaţie:
(i)puterea activă trifazată, cu semn;
(ii)puterea reactivă trifazată, cu semn;
(iii)tensiunea pe fiecare fază;
(iv)curentul pe fiecare fază;
(v)frecvenţa reţelei;
e)calea de comunicaţie trebuie să permită transmiterea orară a indexurilor aferente profilurilor de sarcină la 5 minute şi transmiterea la intervale de 1 până la 5 minute a mărimilor de instrumentaţie măsurate conform prevederilor de la lit. d).Secţiunea a 4-a Cerinţe tehnice pentru punctele de măsurare de categoria C
Pentru subsistemele de măsurare locală corespunzătoare punctelor de măsurare din subcategoriile C1 şi C2 care măsoară energia electrică aferentă STS şi/sau serviciilor energetice, se recomandă ca, în cazul în care costul suplimentar este justificat economic în funcţie de natura serviciului furnizat, să asigure suplimentar faţă de condiţiile tehnice prevăzute la cap. VI şi stocarea indexurilor aferente profilelor de sarcină de energie activă şi reactivă măsurată în două sensuri sau în patru cadrane, la 1 sau la 5 minute, pe perioade de timp de minimum 14 zile.
Componentele sistemelor de măsurare inteligentă trebuie să respecte cerinţele tehnice impuse de legislaţia în vigoare din domeniul eficienţei energetice şi a sistemelor de măsurare inteligentă.
Sistemul de măsurare şi sistemul SCADA ale aceluiaşi operator de reţea sau care aparţin unor operatori de reţea diferiţi care acţionează în aceleaşi instalaţii trebuie să fie sisteme independente.
Citirea datelor de măsurare în cadrul sistemului de măsurare al pieţei angro de energie electrică se face pe baza procedurilor operative care asigură securitatea informatică a acestuia.
Sistemele de măsurare trebuie să îndeplinească cerinţele de restabilire a funcţionării în caz de dezastre naturale sau accidentale.
Abaterea ceasului de timp real al sistemului central de gestionare a datelor de măsurare faţă de ora oficială a României trebuie să fie de maximum 3 secunde.
(1)Citirea datelor de măsurare trebuie să se realizeze cu detectarea şi înregistrarea erorilor de comunicaţie.
(2)Citirea datelor de măsurare prin acces multiutilizator trebuie să fie posibilă prin programarea şi alternarea perioadelor de acces la acelaşi subsistem de măsurare locală a sistemelor de măsurare aparţinând părţilor implicate contractual.
Sistemele de măsurare ale operatorilor de măsurare trebuie să permită schimbul de date cu sistemele de măsurare ale părţilor implicate contractual, cu respectarea următoarelor reguli:
a)indexurile orare de energie se transmit automat prin export sau import de date, la intervale de timp stabilite între părţi sau conform reglementărilor în vigoare;
b)formatul pentru export şi import de date între sisteme este standardizat, unic şi convenit între părţile implicate contractual;
c)transmisia de date se realizează în condiţii de securitate ridicată pentru care se utilizează tehnici bazate pe sesiuni de înregistrare cu parolă, iar datele se transmit în formate criptate, bazate pe parole publice şi private şi cuvinte-cheie de cel puţin 256 de biţi;
d)confidenţialitatea datelor se asigură prin exportarea doar către părţile implicate contractual.
Achiziţia automată a datelor de măsurare, în cazul defectării unor componente ale sistemelor de măsurare, se realizează conform procedurilor specifice elaborate de operatorii de măsurare; se recomandă utilizarea importului de date de la sistemele de măsurare ale părţilor implicate contractual care pot citi direct aceste date.
Sistemele de măsurare trebuie să asigure achiziţionarea şi stocarea automată a datelor de măsurare citite de subsistemele de măsurare locală cu o periodicitate de cel puţin o dată pe zi.
Sistemele de măsurare inteligentă trebuie să permită integrarea a cel puţin un contor de balanţă la fiecare post de transformare, pentru a facilita identificarea pierderilor tehnice şi nontehnice în zona de reţea.
Infrastructura sistemelor de măsurare inteligentă trebuie să permită montarea de contoare suplimentare, respectiv integrarea de puncte de măsurare suplimentare, fără a fi nevoie de înlocuirea elementelor componente existente.
Infrastructura sistemelor de măsurare inteligentă trebuie să permită prevenirea accesului neautorizat, precum şi detectarea şi transmiterea semnalizărilor legate de accesul neautorizat către sistemul central de gestiune a datelor de măsurare.
Indexurile achiziţionate din contoarele punctelor de măsurare de categoria A şi B la intervale de timp de 15 sau 60 de minute, precum şi celelalte date de măsurare se stochează în baza de date pe o perioadă de minimum 400 de zile.
Indexurile achiziţionate din contoarele punctelor de măsurare de categoria A şi B la intervale de timp sub 15 minute, destinate calculării energiei electrice aferente STS şi/sau serviciilor energetice, se stochează în baza de date pe o perioadă de minimum 60 de zile.
Datele de măsurare din baza de date de măsurare pentru punctele de măsurare de categoria A şi B se arhivează pe suport extern pe o perioadă de minimum 5 ani.
Pentru punctele de măsurare corespunzătoare categoriei C şi în mod special pentru utilizatorii casnici, pentru care datele de măsurare sunt considerate ca având caracter personal:
a)indexurile achiziţionate la intervale de timp de 15 sau 60 de minute, precum şi datele de măsurare se stochează în baza de date pe o perioadă de 100 zile; după această perioadă datele de măsurare se pot arhiva pe suport extern pentru o perioadă ulterioară de cel mult 2 ani; după această perioadă se pot păstra doar date sintetice privind consumul lunar şi doar cu acordul scris al clientului final, pentru o perioadă de încă maximum 5 ani;
b)după perioadele de timp prevăzute la lit. a), datele de măsurare se pot stoca doar sub formă de date statistice anonimizate prin agregarea a cel puţin 10 puncte de măsurare şi nu se pot utiliza decât pentru studii privind dezvoltarea reţelei sau politici energetice;
c)indexurile achiziţionate la intervale de timp sub 15 minute se stochează în baza de date pentru o perioadă de maximum 45 de zile şi pot fi utilizate pentru calcularea energiei electrice aferente STS şi serviciilor energetice; aceste indexuri nu se pot arhiva;
d)mărimile de instrumentaţie se pot stoca în baza de date pentru o perioadă de maximum 7 zile, doar cu acordul scris al clientului final; în cazul utilizării acestor date în timp real pentru monitorizarea stării tehnice şi a regimului de funcţionare a reţelei electrice, puterile de consum trebuie agregate pentru cel puţin 10 puncte de măsurare;
e)perioada de stocare a datelor personale trebuie să respecte regulile specifice prevăzute în cadrul reglementărilor legale referitoare la prelucrarea datelor cu caracter personal.
(1)Citirea informaţiilor din baza de date a sistemelor de măsurare se realizează prin sesiuni de înregistrare (logare) cu identificarea prin nume de utilizator şi parolă de acces.
(2)Sistemele de măsurare trebuie să fie securizate, să înregistreze şi să blocheze tentativa de citire cu parolă incorectă.
(1)OTS, prin structura internă distinctă OMEPA, este operator de măsurare şi agregator unic pe piaţa angro de energie electrică din România.
(2)Operatorii de distribuţie sunt operatori de măsurare şi agregatori pentru piaţa cu amănuntul de energie electrică.
(3)Punctele de măsurare din punctele de delimitare între reţelele electrice care aparţin unor operatori de distribuţie diferiţi de la nivelul de tensiune de 110 kV sunt în responsabilitatea OTS.
Operatorul de măsurare transmite, la cerere sau conform reglementărilor în vigoare, date de măsurare sau date agregate, după caz, următoarelor entităţi, care au drept de acces la acestea:
a)operatorul pieţei de energie electrică şi de gaze naturale din România;
b)operatorul pieţei de echilibrare;
c)OMEPA;
d)utilizatorul pentru fiecare punct de măsurare;
e)furnizori de STS şi/sau servicii energetice, în temeiul unei relaţii contractuale.
(1)Operatorul de măsurare are obligaţia de a transmite datele de măsurare în timp util sau de a asigura accesul prin comunicaţie directă la subsistemele de măsurare locală utilizatorilor sau părţilor implicate contractual în punctul de măsurare.
(2)Soluţia tehnică pentru asigurarea accesului la datele de măsurare se alege pe criterii tehnico-economice.
(3)În cazul necesităţii unor investiţii pentru implementarea soluţiei tehnice pentru comunicaţie, acestea se realizează pe cheltuiala părţii interesate şi intră în proprietatea operatorului de măsurare.
(1)Pentru corecta administrare a sistemului de măsurare, operatorul de măsurare este obligat să întocmească procedurile indicate în prezentul cod.
(2)Operatorul de măsurare are obligaţia de a face publice procedurile utilizate pentru administrarea sistemului de măsurare a energiei electrice.
Pentru dezvoltarea şi operarea sistemului de măsurare a energiei electrice, operatorul de măsurare asigură:
a)proiectarea sistemului de măsurare;
b)instalarea sistemului de măsurare sau a unor părţi din acesta, după caz;
c)punerea în funcţiune a sistemului de măsurare, inclusiv în urma unor incidente;
d)testarea şi mentenanţa sistemului de măsurare.
(1)Operatorii de măsurare îndeplinesc următoarele funcţii de bază:
a)măsurarea energiei electrice şi, după caz, a energiei electrice aferente STS şi/sau serviciilor energetice;
b)achiziţionarea datelor de măsurare;
c)gestionarea bazei de date de măsurare;
d)transmiterea datelor de măsurare, nemijlocit sau prin publicare în tehnologie web.
(2)Îndeplinirea funcţiilor prevăzute la alin. (1) se face cu respectarea prevederilor prezentului cod şi a procedurilor aferente.
Pentru măsurarea energiei electrice, inclusiv a celei aferente STS şi/sau serviciilor energetice, operatorul de măsurare are următoarele atribuţii specifice:
a)respectă prevederile legislaţiei metrologice în vigoare;
b)utilizează personal instruit corespunzător realizării atribuţiilor specifice şi deţine echipamente şi aparate care îndeplinesc cerinţele metrologice legale;
c)montează echipamente de măsurare, conform prevederilor prezentului cod, în toate punctele de măsurare aflate în responsabilitatea sa;
d)asigură configurarea, instalarea, testarea şi operarea grupurilor de măsurare în conformitate cu prevederile prezentului cod şi a procedurilor aferente;
e)verifică efectuarea de către deţinătorul transformatoarelor de măsurare a operaţiunilor de mentenanţă a acestora, verifică buletinele metrologice şi lista verificărilor efectuate;
f)asigură măsurarea tuturor datelor, în funcţie de categoria punctelor de măsurare aflate în responsabilitatea sa;
g)asigură funcţionarea mijloacelor de măsurare în clasa de exactitate stabilită de cod pentru categoria fiecărui punct de măsurare;
h)asigură respectarea cerinţelor de securitate definite pentru fiecare categorie de punct de măsurare;
i)permite accesul părţilor implicate contractual la informaţiile din subsistemele de citire locală;
j)asigură accesul părţilor implicate contractual pentru citire la faţa locului, verificarea schemei de conectare şi sigilarea grupului de măsurare de decontare, precum şi pentru montarea de contoare martor în conformitate cu normele proprii;
k)elaborează şi aplică procedurile de testare a echipamentelor din sistemul de măsurare;
l)aplică prevederile reglementărilor în vigoare pentru determinarea corecţiilor în cazul în care punctul de măsurare diferă de punctul de delimitare;
m)elaborează şi aplică, după caz, procedura de determinare a energiei electrice schimbate cu partenerii externi;
n)elaborează şi aplică procedura de calcul al energiei electrice aferente STS şi/sau serviciilor energetice furnizate de utilizatori sau de către societăţile de servicii energetice;
o)asigură în cel mai scurt timp repunerea în funcţiune sau înlocuirea echipamentului de măsurare pentru care s-a înregistrat un incident.
Pentru achiziţionarea mărimilor măsurate, operatorul de măsurare are următoarele atribuţii specifice:
a)asigură achiziţionarea datelor de măsurare din subsistemele de citire locală, în conformitate cu prevederile prezentului cod;
b)are acces preferenţial la datele de măsurare faţă de părţile implicate contractual;
c)elaborează şi aplică proceduri de detectare a pierderii sau citirii incorecte a datelor de măsurare;
d)elaborează şi aplică proceduri pentru recuperarea datelor de măsurare în cazul unor defecţiuni ale subsistemelor de transmitere a informaţiilor;
e)elaborează şi aplică proceduri privind accesul la datele de măsurare;
f)elaborează şi aplică proceduri de securizare pentru împiedicarea accesului neautorizat la datele de măsurare.
Pentru gestionarea bazei de date aferente datelor de măsurare, operatorul de măsurare are următoarele atribuţii specifice:
a)elaborează şi aplică proceduri de validare a datelor de măsurare citite din subsistemele de măsurare locală;
b)elaborează şi aplică proceduri pentru recuperarea datelor citite incorect sau pierdute;
c)elaborează şi aplică proceduri pentru testarea corectitudinii prelucrărilor datelor de măsurare;
d)stochează baza de date cu citirile datelor de măsurare pe perioada indicată în prezentul cod;
e)asigură securitatea şi confidenţialitatea datelor de măsurare şi a rezultatelor obţinute în urma prelucrării acestora;
f)deţine şi actualizează baza de date de măsurare referitoare la fiecare punct de măsurare din aria sa de responsabilitate, care trebuie să conţină cel puţin următoarele: identificarea locului de consum şi/sau de producere, codul unic de înregistrare asociat punctului de măsurare, tipul constructiv şi caracteristicile tehnice ale echipamentelor de măsurare, anul de fabricaţie, numărul aprobării de model BRML, data şi rezultatele verificărilor metrologice, data parametrizării şi programul utilizat; baza de date se păstrează pe toată durata de viaţă a echipamentelor; documentele metrologice trebuie păstrate şi pe suport hârtie, în original pentru sistemul propriu şi în copie pentru sistemul de măsurare care aparţine terţilor.
Pentru transmiterea datelor de măsurare, operatorul de măsurare are următoarele atribuţii specifice:
a)elaborează şi aplică proceduri privind transmiterea datelor de măsurare către părţile implicate contractual;
b)transmite datele de măsurare în baza unor acorduri/contracte;
c)asigură accesul părţilor implicate contractual numai la datele de măsurare aferente punctelor de măsurare care le aparţin;
d)asigură accesul altor operatori de măsurare la datele de măsurare aferente punctelor de măsurare aflate în responsabilitatea lor.
Se recomandă ca operatorii de măsurare să utilizeze funcţionalităţile subsistemelor de măsurare locală de a măsura mărimi de instrumentaţie şi date de stare pentru îmbunătăţirea monitorizării stării tehnice şi a regimului de funcţionare a reţelelor electrice.
Activitatea de măsurare a operatorilor de măsurare este monitorizată prin rapoartele anuale de activitate transmise la ANRE de către titularii de licenţă, conform reglementărilor în vigoare.
Prezentul cod intră în vigoare în termen de un an de la publicarea în Monitorul Oficial al României, Partea I.
(1)Echipamentele de măsurare şi sistemele de măsurare aflate în funcţiune la intrarea în vigoare a prezentului cod, care îndeplinesc integral cerinţele din ediţia anterioară a Codului, pot fi utilizate pe durata normală de funcţionare a fiecărui tip de echipament (transformator de curent, transformator de tensiune, contor), dar nu mai mult de 18 ani.
(2)Înlocuirea echipamentelor de măsurare prevăzute la alin. (1) înainte de termenul stabilit la alin. (1) este permisă la cererea şi pe cheltuiala utilizatorului.
Până la reglementarea de către BRML a acordării aprobărilor de model pentru clasele de exactitate 0,2S şi 0,5S, se admite utilizarea claselor 0,2 şi 0,5, acolo unde în prezentul cod se specifică încadrarea în clasele 0,2S, respectiv 0,5S.
Este permisă utilizarea transformatoarelor de curent şi de tensiune pentru măsurare şi a contoarelor care folosesc alte tehnologii decât cele prevăzute în Cod, cu condiţia ca acestea să respecte prevederile legislaţiei metrologice în vigoare şi să îndeplinească condiţiile de exactitate şi de comunicaţie prevăzute în Cod.
Măsurile de securitate informatică prevăzute la art. 35 lit. b) şi c) sunt obligatorii după 3 ani de la intrarea în vigoare a Codului.
Prezentul document respectă procedura de notificare prevăzută de Hotărârea Guvernului nr. 1.016/2004 privind măsurile pentru organizarea şi realizarea schimbului de informaţii în domeniul standardelor şi reglementărilor tehnice, precum şi al regulilor referitoare la serviciile societăţii informaţionale între România şi statele membre ale Uniunii Europene, precum şi Comisia Europeană, publicată în Monitorul Oficial al României, Partea I, nr. 664 din 23 iulie 2004, cu modificările şi completările ulterioare, care transpune Directiva 98/34/CE a Parlamentului European şi a Consiliului din 22 iunie 1998 de stabilire a unei proceduri pentru furnizarea de informaţii în domeniul standardelor şi reglementărilor tehnice, publicată în Jurnalul Oficial al Comunităţilor Europene, seria L, nr. 204 din 21 iulie 1998, modificată prin Directiva 98/48/CE a Parlamentului European şi a Consiliului din 20 iulie 1998, publicată în Jurnalul Oficial al Comunităţilor Europene, seria L, nr. 217 din 5 august 1998, precum şi de Regulamentul (UE) nr. 1.025/2012 al Parlamentului European şi al Consiliului din 25 octombrie 2012 privind standardizarea europeană, de modificare a Directivelor 89/686/CEE şi 93/15/CEE ale Consiliului şi a Directivelor 94/9/CE, 94/25/CE, 95/16/CE, 97/23/CE, 98/34/CE, 2004/22/CE, 2007/23/CE, 2009/23/CE şi 2009/105/CE ale Parlamentului European şi ale Consiliului şi de abrogare a Deciziei 87/95/CEE a Consiliului şi a Deciziei nr. 1.673/2006/CE a Parlamentului European şi a Consiliului, publicat în Jurnalul Oficial al Comunităţilor Europene, seria L, nr. 316 din 14 noiembrie 2012.
la cod
Documente europene relevante
Smart Metering
[01] M/441: Standardisation Mandate To CEN, CENELEC and ETSI In The Field Of Measuring Instruments For The Development Of An Open Architecture For Utility Meters Involving Communication Protocols Enabling Interoperability
[01_RO] M/441: Mandatul CEN, CENELEC şi ETSI pentru standardizare în domeniul instrumentelor de măsurare în scopul dezvoltării unei arhitecturi deschise a contoarelor utilităţilor care implică protocoale de comunicaţie în scopul facilitării interoperabilităţii
Relevanţă: pentru elaborarea documentului [02]
[02] Functional reference architecture for communications in smart metering systems, CEN/CLC/ETSI/TR 50572
[02_RO] Arhitectura funcţională de referinţă pentru comunicaţie în sistemele de măsurare inteligentă, CEN/CLC/ETSI/TR 50572
Relevanţă: document de bază rezultat din cerinţele mandatului M/441, care defineşte arhitectura sistemelor de metering din punct de vedere al comunicaţiei, utilizată în documentele ulterioare, inclusiv legat de armonizarea cu standardizarea Smart Grid
Smart Grid
[03] M/490: Smart Grid Mandate Standardization Mandate to European Standardisation Organisations (ESOs) to support European Smart Grid deployment
[03_RO] M/490: Mandatul organizaţiilor europene de standardizare (ESOs) pentru standardizarea în domeniul reţelelor inteligente în scopul sprijinirii implementării reţelei inteligente la nivel european
Relevanţă: pentru elaborarea documentului [04]
[04] CEN-CENELEC-ETSI Smart Grid Coordination Group Smart Grid Reference Architecture, November 2012
[04_RO] Grupul de coordonare pentru reţele inteligente al CEN-CENELEC-ETSI - Arhitectura de referinţă pentru reţele inteligente, noiembrie 2012
Relevanţă: Document de bază pentru reţele inteligente, similar cu [02], elaborat de Smart Grid Coordination Group (SGCG). Permite ca în 2014 să se facă prima armonizare prin SGAM (Smart Grid Architecture Model) a celor 2 sisteme: măsurare inteligentă şi reţele inteligente
Smart Metering + Smart Grid
[05] SGCG/M490/G Smart Grid Set of Standards v3.1; Oct 31th 2014, CEN-CENELEC-ETSI Smart Grid Coordination Group, Oct 31th 2014 (Document Reference: SGCG/M490/G - version 3.1)
[05_RO] SGCG/M490/G - Set de standarde pentru reţele inteligente v3.1; 31 octombrie 2014, CEN-CENELEC-ETSI Smart Grid Coordination Group, Oct 31th 2014 (Referinţa documentului: SGCG/M490/G - versiunea 3.1)
Relevanţă: standardizare în domeniul sistemelor de măsurare inteligentă
[06] Essential Regulatory Requirements and Recommendations for Data Handling, Data Safety, and Consumer Protection, Version 1.0, 05 December 2011
[06_RO] Cerinţe esenţiale de reglementare şi recomandări pentru manipularea datelor, securitatea datelor şi pentru protecţia consumatorului, Versiunea 1.0, 5 Decembrie 2011
Elaboratori: organizaţiile europene: BEUC, DIGITAL EUROPE, ETSI, CEDEC, EDSO / DSO Club, EURELECTRIC, CEER, ESIA, GEODE, CEN/CENELEC, ESMIG, T D EUROPE
[07] Data Protection Impact Assessment Template for Smart Grid and Smart Metering systems, Smart Grid Task Force 201214, Expert Group 2: Regulatory Recommendations for Privacy, Data Protection and Cyber-Security in the Smart Grid Environment, 18.03.2014 (DPIA)
[07_RO] Modelul de evaluare a impactului sistemelor de reţele inteligente şi contoare inteligente asupra protecţiei datelor, Smart Grid Task Force 2012-14, Grupul de experţi 2: recomandări de reglementare pentru confidenţialitate, protecţia de date şi cyber-securitate în domeniul reţelelor inteligente, 18.03.2014 (DPIA).
[08] 2014/724/EU: COMMISSION RECOMMENDATION of 10 October 2014 on the Data Protection Impact Assessment Template for Smart Grid and Smart Metering Systems (2014/724/EU).
[08_RO] 2014/724/EU: RECOMANDAREA COMISIEI EUROPENE din 10 octombrie 2014 privind Modelul de evaluare a impactului sistemelor de reţele inteligente şi contoare inteligente asupra protecţiei datelor (2014/724/EU)
Forma oficială este cea publicată în Monitorul Oficial.