В последовавших за принятием данного решения публикациях много говорилось относительно так называемых «умных счетчиках газа», которые якобы уже производятся серийно и могут работать в составе Интеллектуальных систем учета газа. Однако непонятно, о каких серийно выпускаемых «умных счетчиках» можно было говорить, если на то время отсутствовали согласованные и утвержденные требования, предъявляемые к приборам учета для работы в составе ИСУ на газ?
Ситуация изменилась только после утверждения распоряжением ООО «Газпроммежрегионгаз» от 24 января 2020 г. N 81-Р/4 документа – «Типовые технические требования ООО «Газпром межрегионгаз» к бытовым счетчикам газа» [1]. В данном документе впервые сформулированы требования к приборам, предназначенным для работы в составе интеллектуальных систем измерения и учета газа, причем это касается не только метрологических характеристик средств измерений, но значительная часть требований связана с вопросами защищенности результатов измерений от различных внешних воздействий, а также требования к режимам самодиагностики приборов. Отдельно, в достаточно общем виде, были изложены основные требования к каналам удаленной передачи данных, наличие которых является обязательным условием к приборам учета, работающим в составе ИСУ.
Таким образом, в результате были представлены единые корпоративные технические требования ООО «Газпром межрегионгаз» к приборам учета расхода газа, предназначенным для работы в составе интеллектуальных систем учета. Во многом аналогичные требования содержатся в ряде документов, принятых в Европе: CEN/TR16061 «Gasmeter - Smartgasmeter», CEN/CLC/ETSI/TR50572 «Functional reference architecture for communications in smart metering systems», EU2019/553 «Comission recommendation (EU) of April 2019 on cybersecurity in energy meter».
Рассмотрим основные требования к счетчикам газа, содержащиеся в разработанном документе.
Так, важным и во многом определяющем является требование по приведению измеренного объема газа к стандартным условиям: температуре +20 град.С и давлению 101,325 кПа (пункт 5.1.1. «Требований»). Указанная формулировка полностью соответствует требованиям, изложенным в п.7.1 Приказа Минэнерго России от 15.03.2016 № 179 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, выполняемых при учете используемых энергетических ресурсов и обязательных метрологических требований к ним, в том числе показателей точности измерений» [2]. При этом, согласно п. 5.1.10 «Требований» процедура приведения к стандартным условиям должна распространяться не только на объем, но и на измеренное значение мгновенного расхода газа - параметр, реализация которого для большинства конструкций счетчиков газа может оказаться невыполнимым.
Пункт 5.1.2 «Требований» предусматривает возможность задания давления измеряемого газа как условно-постоянную величину. Это необходимо в случае, когда в счетчике отсутствует канал измерения абсолютного давления газа, а для расчетов используется его условно-подстановочное значение. Можно ли считать, что в таком случае будут выполнены требования по приведению объема газа к стандартным условиям? Ранее, в статье [3] было показано, что применение подобного метода не только не соответствует требованиям целого ряда ГОСТов, но и прямо нарушает требования Федерального закона № 102 «Об обеспечении единства измерений» - ст.9 п.2 «Конструкция средств измерений должна обеспечивать ограничение доступа к определенным частям средств измерений (включая программное обеспечение) в целях предотвращения несанкционированных настройки и вмешательства, которые могут привести к искажениям результатов измерений». Фактически,требование о необходимости корректировки в процессе эксплуатации подстановочного значения давления, введенного производителем в счетчик на этапе производства до выполнения процедуры первичной поверки,означает вмешательство в работу счетчика, которое может привести к искажению результатов измерений.
Пункт 5.1.7. «Требований» устанавливает пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений объема счетчиком газа на уровне не хуже ±3%. Данное значение аналогично приведенному в ГОСТ Р 8.915-2016 «Счетчики газа объемные диафрагменные», однако, наряду с величиной основной погрешности, в упомянутом ГОСТе нормируется и величина дополнительной относительной погрешности: не более 0,4% на каждые 10 град.С от границ стандартного диапазона температур. В чем заключается необходимость нормирования величин дополнительных относительных погрешностей? Дело в том, что и в упоминавшемся ранее Приказе Минэнерго России № 179 и в ГОСТ Р 8.741-2019 «Объем природного газа. Общие требования к методикам измерений »см. п.7.1 нормированию на уровне не хуже ± 4% подлежит полное значение погрешности измерений, причем эта величина, в соответствии с п. 7.7 ГОСТ Р 8.741-2019 должна оцениваться с учетом:
- основной погрешности средства измерений (СИ);
- дополнительных погрешностей СИ при наибольших отклонениях внешних влияющих величин от нормальных значений;
- дополнительной погрешности от принятия величин за условно-постоянный параметр;
- других составляющих погрешности.
В зависимости от особенностей конструкции конкретного типа счетчиков газа к дополнительным погрешностям измерения могут относиться дополнительная погрешность от изменения температуры измеряемого газа или температуры окружающей среды , величина отклонения подстановочного значения атмосферного давления от его фактического значения, вариации избыточного давления измеряемой среды, а также влияние на результат измерения объема природного газа внешних воздействий, например – вибрации или внешнего магнитного поля.
Таким образом, без нормирования перечисленных выше величин дополнительных погрешностей невозможно оценить величину полного значения погрешности измерения , а также численное значение относительной расширенной неопределенности измерений – параметра, необходимого при выполнении метрологической аттестации проекта установки средства измерения, процедуры, выполняемой согласно п.3 статьи 5 Федерального закона №102 «Об обеспечении единства измерений», а без документа о метрологической аттестации проекта не может быть допущен к эксплуатации ни один вновь вводимый пункт учета газа.
Пункт 5.1.11 «Требований» содержит требования к устойчивости счетчиков газа при воздействии внешних магнитных полей. Аналогичные требования содержатся, например, в ГОСТ Р 8.915-2016, однако ни в одном из упомянутых документов не регламентируются критерии качества работы счетчика во время и после окончания воздействия внешнего магнитного поля. Согласно ГОСТ 29280-92 (МЭК 1000-4-92) подобных критериев может быть несколько: А, В, С или D, однако счетчик газа, предназначенный для длительной автономной работы в необслуживаемом режиме и передающий по беспроводным линиям связи результаты измерений в ИСУ верхнего уровня по-видимому должен соответствовать только критерию А, что означает: «В период воздействия и после прекращения помех изделие обеспечивает нормальное функционирование в соответствии со стандартами или ТУ». Все остальные критерии качества допускают нарушение функционирования изделия во время или после окончания помехи, вплоть до полного выхода испытуемого изделия из строя. И, если счетчик соответствует критерию качества А, что должно быть подтверждено на этапе его сертификационных испытаний, то выполнение п.5.2.5 «Требований», в котором говорится относительно необходимости применения в счетчике датчика внешнего магнитного поля, для подобного счетчика по-видимому не является обязательным.
Отдельно следует остановиться на необходимости реализации в счетчиках режимов самодиагностики, которые предназначены не только для выявления отказов в его работе, но и обнаружения различных ситуаций, связанных с нарушением условий эксплуатации. Подобное требование к счетчикам газа, производимым в России, предъявляется впервые. Исходя из того, что счетчик газа, предназначен для длительной автономной работы в необслуживаемом режиме , наличие режима самодиагностики может обеспечить не только своевременное выявление аварийных ситуаций в работе счетчика, но определить и зафиксировать различные внешние воздействия, которые могут привести к отказам в его работе. В п. 5.2.7. «Требований» приведен перечень возможных неисправностей, нештатных ситуаций и событий, которые должны выявляться с помощью системы самодиагностики счетчика, фиксироваться в его энергонезависимой памяти и передаваться на сервер оператора обслуживающей организации во время очередного сеанса связи. Приведенный перечень содержит описание достаточно полного набора событий и нештатных ситуаций, с помощью которого можно объективно оценить работу счетчика, условия его эксплуатации , а также своевременно проводить его техническое обслуживание. Отдельно следует отметить, что впервые к конструкции счетчиков газа предъявлены требования по защите от умышленных действий, направленных на искажение как результатов измерений объема газа, так и искажения данных, содержащихся в архивной памяти счетчика. К таким мерам следует отнести обязательное наличие датчика вскрытия батарейного отсека счетчика, фиксация выхода из строя или разрыв цепей составных частей счетчика и нарушение целостности (вскрытие корпуса счетчика газа) с последующей блокировкой работы счетчика. Последнее требование связано с тем, что при вскрытии корпуса счетчика будет нарушена целостность пломб производителя и органа ЦСМ, осуществлявшего поверку счетчика,- первичную, после выпуска счетчика из производства или очередную.
При наличии запорного клапана, встроенного в конструкцию счетчика п. 5.4.2. «Требований» предусматривает диагностику наличия расхода в закрытом состоянии клапана, при определении которого счетчик должен фиксировать данное событие в памяти и передавать сообщение по беспроводному каналу связи на сервер оператора.
Требования к системе передачи данных счетчика приведены в разделе «Требования к телеметрии».
Так, в п.6.1 «Требований» сказано, что система телеметрии должна являться неотъемлемой частью счетчика, устанавливаемой непосредственно в его корпус. Выполнение данного требования существенно повышают надежность работы канала телеметрии, исключая возможность несанкционированных действий с целью нарушения в режиме передачи данных.
Пункты 6.2 – 6.7 «Требований» регламентируют выбор технологии передачи данных счетчиком, содержание и объем данных, передаваемых по каналу телеметрии, режим передачи данных ( не реже 1 раза в сутки), а также в общем виде содержат требования по совместимости форматов передаваемых счетчиком данных с системами учета поставщика газа .
Следует остановиться на п. 6.4 «Требований», в котором приведена рекомендация о возможности дистанционного обновления программного обеспечения счетчика, требования достаточно спорного. Для каких целей может быть необходима корректировка программного обеспечения счетчика уже в процессе его эксплуатации и вообще, возможна ли она в случае серийно выпускаемого счетчика, к тому же, находящегося в эксплуатации? Как известно, программное обеспечение( ПО) средств измерений, а счетчик газа относится именно к подобному классу приборов, как правило, делится на метрологически значимую и незначимую части. Внесение каких-либо изменений в метрологически значимую часть ПО прямо противоречит п. 6.2.3 ГОСТ Р 8.883-2015 «Программное обеспечение средств измерений. Алгоритмы обработки, хранения защиты и передачи измерительной информации. Методы испытаний», в котором сказано:
- После испытаний программного обеспечения (ПО) метрологически значимая часть ПО средства измерения (СИ) не должна изменяться. Любая модификация метрологически значимой части ПО СИ приводит к изменению его идентификационных данных и к необходимости проведения повторных испытаний с целью утверждения типа СИ .
К корректировке метрологически значимой части ПО можно отнести и изменение условно-постоянных величин, введенных на этапе сертификации или поверки счетчика. Действительно, если произведенная корректировка подстановочных величин (например, абсолютного давления газа, его температуры или плотности) приводит к изменению погрешности измерения объема газа, приведенного к стандартным условиям, то подобные действия равносильны модификации метрологической части ПО средства измерения. Фактически нет никакой разницы в том, менять ли только калибровочную характеристику счетчика газа или вводить новые подстановочные значения – и то и другое приведет к изменению величины относительной погрешности измерения объема газа. Такие действия прямо нарушают требование неизменности метрологически значимой части ПО – а именно той его части, которая может оказывать влияние на метрологические характеристики средства измерения – см. ГОСТ Р 8.654-2015 «Требования к программному обеспечению средств измерений. Основные положения».
К метрологически значимой части ПО относятся все его части, манипулирующие с данными, полученными при измерениях. Так, в соответствии с ГОСТ Р 8.654-2015 п. 4.7.2.4 «Части ПО, обрабатывающие данные, для последующего хранения или передачи по сетям коммуникации, а также выполняющие проверку подлинности, целостности или времени получения данных, относятся к метрологически значимым». Более того, сам интерфейс, который принимает и передает команды или данные, должен быть предназначен для этой цели и может управляться только посредством метрологически значимой части ПО – см. п.4.4.2.4. упомянутого ГОСТа.
Как видим, модификация ПО средства измерений уже на этапе эксплуатации не оставляет возможностей для какой-либо модернизации прибора ни с целью улучшения его метрологических характеристик, ни с целью расширения его функциональных возможностей. А с учетом того, что в п. 6.4 «Требований» речь идет о дистанционном (т.е. с использованием канала передачи данных между счетчиком газа и программой ИСУ верхнего уровня) способе обновления ПО счетчика, сама возможность реализации данной процедуры в счетчике принципиально во многом будет зависеть от возможностей ПО ИСУ.
В заключении следует отметить, что «Типовые технические требования ООО «Газпром межрегионгаз» к бытовым счетчикам газа» являются законченным, целостным документом, в котором впервые в РФ сформулированы общие требования к счетчикам газа, предназначенным для работы в составе интеллектуальной системы учета. Данные требования не привязаны к какому-либо конкретному способу измерения объема газа или типу счетчика; в определенной степени они представляют собой некий компромисс между возможностями счетчиков газа, выпускавшихся ранее и современными счетчиками, построенными на базе новых принципов измерения, в которых многие из свойств, приведенных в «Требованиях» были заложены уже на этапе разработки.
Ниже, в таблице 1 приведены сравнительные данные о характеристиках счетчика СМТ Смарт и степени их соответствия основным требованиям, изложенным в «Типовых технических требованиях ООО «Газпром межрегионгаз» к бытовым счетчикам газа».
Таблица 1.
№ пункта Требований |
Содержание пункта |
Характеристики счетчика СМТ-Смарт |
Примечание |
5.1.1 |
Приведение измеренного объема газа к стандартным условиям |
Соотв. требованиям |
|
5.1.2 |
Возможность задавать давление как условно-постоянную величину |
Для приведения счетчиком объема к стандартным условиям не требуется |
Показания счетчика не зависят от давления измеряемого газа |
5.1.3 |
Рабочее избыточное давление не менее 5 кПа |
Рабочее избыточное давление 15 кПа |
|
5.1.4 |
Проверка герметичности- не ниже 15 кПа |
Проверка герметичности не ниже 50 кПа |
|
5.1.5 |
Порог чувствительности не менее 0,002Qном |
Соотв. требованиям |
Соотв. требованиям ГОСТ Р 8.915-2016 |
5.1.6 |
Рабочий диапазон температур окружающей среды от минус 40 град.С до плюс 55 град.С |
Соотв. требованиям |
|
5.1.7 |
Предел основной относительной погрешности не более ± 3% |
Соотв. требованиям - величина дополнительной температурной погрешности не хуже 0,4% на каждые 10 град.С - полная погрешность не хуже ± 3,4% |
Соотв. требованиям ГОСТ Р 8.915-2016, ГОСТ Р 8.741-2019, Приказ Минэнерго РФ № 179 от 15.03.2016 |
5.1.10 |
Перечень информации, отображаемой на табло прибора |
Соотв. требованиям |
|
5.1.11 |
Устойчивость к воздействию внешних магнитных полей |
По устойчивости к действию внешних магнитных полей счетчик соответствует группе качества А по ГОСТ 29280-92 ( МЭК 1000-4-92) |
Внешнее магнитное поле не оказывает влияния на работоспособность и метрологические характеристики счетчика |
5.2.1 |
Зашита корпуса от посторонних предметов, пыли и воды. |
Степень защиты IP65 |
ГОСТ 14254-96 |
5.2.6 |
Сохранность информации о нештатных ситуациях за весь срок эксплуатации счетчика |
Соотв. требованиям |
|
5.2.7 |
Перечень неисправностей и нештатных ситуаций |
Соотв. требованиям |
Доп. контролируемые параметры: Реверс потока газа; Контроль работоспособности клапана; Двухзонный контроль степени разряда батареи телеметрии; Двухзонный контроль степени разряда батареи счетчика; Состав измеряемого газа не соответствует природному газу; Контроль наличия встроенной SIM-карты |
6.1 |
Узел телеметрии должен быть встроен в корпус счетчика |
Соотв. требованиям |
|
6.2 |
Долже быть обеспечен выбор технологий передачи данных |
Используются режимы GSM, GPRS, NB-Iot |
|
6.3 |
Должна быть обеспечена передача данных и управление счетчиком через ПУ |
Для передачи данных и управления можетиспользоваться оптический канал связи |
|
6.5 |
Режим передачи и объем передаваемых данных |
Соотв. требованиям |
|
6.6 |
Режим передачи данных о возникших нештатных и аварийных ситуациях |
Соотв. требованиям |
|
6.7 |
Интеграция с учетными системами поставщиков газа |
Соотв. требованиям |
При работе счетчика совместно с ПО Газсеть Экстра передаваемые данные интегрируются вовсе системы учета, применяемые поставщиками газа |
Данные, представленные в таблице, позволяют сделать вывод о том, что счетчик СМТ Смарт соответствует основным требованиям, предъявляемым к приборам учета расхода газа, предназначенным для работы в составе ИСУ газа, а по ряду параметров – и превосходят данные требования.
Литература.
1. «Типовые технические требования ООО «Газпром межрегионгаз» к бытовым счетчикам газа»