об организации коммерческого учЕта

УТВЕРЖДАЮ
Исполняющий обязанности
Председателя Правления
РАО «ЕЭС России»
Л.Б. Меламед
12 октября 2001 г.
СОГЛАСОВАНО
Заместитель Председателя
Правления РАО «ЕЭС России»
М.А. Абызов
ПОЛОЖЕНИЕ
ОБ ОРГАНИЗАЦИИ КОММЕРЧЕСКОГО УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И
МОЩНОСТИ НА ОПТОВОМ РЫНКЕ
1. Введение.
Настоящее Положение имеет обязательную силу для всех субъектов оптового рынка,
независимо от их ведомственной принадлежности и формы собственности и распространяется в
части технических требований (приложения 1-4) на вновь вводимые и модернизируемые
системы коммерческого учета.
Настоящим Положением отменяется действие следующих документов:
«Временное положения об организации коммерческого учета электроэнергии и мощности на
ФОРЭМ», утвержденное 19.07.97;
«Положение о создании, организации ввода в работу и эксплуатации автоматизированных
систем коммерческого учета электроэнергии и мощности (АСКУЭ) в РАО «ЕЭС России» в
условиях функционирования оптового рынка электроэнергии и мощности», утвержденное
06.10.95.
Задачей настоящего Положения является упорядочение процессов создания и эксплуатации
технических и программных средств коммерческого учета субъектов оптового рынка,
обеспечение достоверности коммерческой информации, получаемой от систем коммерческого
учета электроэнергии субъектов оптового рынка и последующего использования ее для
финансовых расчетов, как в действующей модели рынка, так и в будущем – конкурентном
рынке.
Системы коммерческого учета электроэнергии субъектов оптового рынка должны являться
источниками достоверной и легитимной информации о фактическом производстве и
потреблении электроэнергии на оптовом рынке.
Порядок получения информации от системы коммерческого учета электроэнергии, порядок
эксплуатации и обслуживания средств коммерческого учета определяются соответствующим
разделом договора поставки или дополнительным соглашением к договору поставки
электроэнергии.
2. Термины и определения.
Оптовый рынок – сфера купли-продажи электроэнергии (мощности), осуществляемой его
субъектами в пределах Единой энергетической системы России.
Автоматизированная система коммерческого учета электроэнергии (АСКУЭ) – комплекс
специализированных, метрологически аттестованных технических и программных средств,
позволяющих производить измерение и вычисление сальдированной величины потребления –
генерации электроэнергии субъекта оптового рынка.
Оператор торговой системы (в конкурентном рынке – администратор торговой системы)
– специализированное юридическое лицо, осуществляющее организацию договорных
отношений и финансовых расчетов между субъектами оптового рынка.
Субъект оптового рынка – юридическое лицо, вырабатывающее, транспортирующее или
потребляющее электроэнергию, являющееся продавцом или покупателем электроэнергии на
оптовым рынке, согласно постановления Федеральной энергетической комиссии Российской
Федерации.
Устройство сбора и передачи данных (УСПД) – многофункциональное устройство,
работающее в автоматическом режиме в составе АСКУЭ субъекта оптового рынка,
осуществляющее прием, обработку, хранение, отображение (необходимость определяется
проектом) информации от счетчиков электроэнергии и обеспечивающее передачу данных (по
различным каналам связи) на вышестоящие уровни сбора и обработки информации.
Точка поставки - физическая точка на элементе сети, в которой происходит поставка
электроэнергии и мощности субъектом рынка и которая зафиксирована в системе действующих
договоров на оптовом рынке. Точка поставки, как правило, совпадает с точкой раздела
(границей) балансовой (эксплуатационной) принадлежности электрических сетей субъектов
оптового рынка, но может приниматься и иной по согласованию заинтересованных сторон.
Сечение поставки - совокупность всех элементов сети, на которых расположены точки
поставки для субъекта оптового рынка.
Зона поставки - множество точек поставки в сечении поставки. Как и точки поставки,
обычно совпадает с границей балансовой принадлежности субъекта рынка.
Точка учета - это физическая точка на элементе сети, в которой измеряется электрическая
энергия, проходящая по данному элементу. Точка учета совпадает с точкой подключения
трансформатора тока соответствующего присоединения и электросчетчика. На одном конце
элемента сети может быть одна, две и более точек учета в зависимости от схемы присоединения
воздушной (кабельной) линии или трансформатора (автотрансформатора) к распредустройству.
Сечение учета - совокупность всех элементов сети, на которых находятся точки учета,
обеспечивающие полную наблюдаемость коммерческих перетоков электроэнергии субъекта
оптового рынка.
Зона учета - множество точек учета в сечении учета, в которых производится измерение
всего объема поставки (покупки) электроэнергии субъектом оптового рынка. При
существующем состоянии коммерческого учета сечение поставки каждого субъекта рынка
может контролироваться одной или двумя зонами учета.
Субабонент – юридическое или физическое лицо, частный предприниматель без
образования юридического лица, имеющее границу балансовой (эксплуатационной)
принадлежности электрических сетей с основным абонентом и получающее электроэнергию по
отдельному договору.
3. Принципы организации коммерческого учета на оптовом рынке.
3.1 Цели и задачи коммерческого учета.
Целью коммерческого учета на оптовом рынке является получение Продавцами,
Покупателями, Оператором торговой системы и другими заинтересованными участниками
оптового рынка достоверной, соответствующей действующим нормативным документам,
информации о поставке товарной продукции (электроэнергии, мощности) для организации
коммерческих расчетов в соответствии с правилами работы оптового рынка электроэнергии.
Данные коммерческого учета могут быть использованы также и для решения технических,
технико-экономических и статистических задач, как самого субъекта оптового рынка, так и на
всех уровнях иерархии управления энергетическим производством.
Коммерческий учет для определения движения товарной продукции должен быть
автоматизированным и охватывать весь объем потребления, передачи и отпуска в натуральном
выражении (при невозможности, это должно быть оговорено договором поставки). При этом
информация не автоматизированного коммерческого учета должна заноситься в базу данных
АСКУЭ вручную, с периодичностью, определяемой расчетным периодом и договором с
Оператором торговой системы.
Организация коммерческого учета (в т.ч. АСКУЭ) должна осуществляться, как правило,
собственником энергообъекта (энергообъектов) по техническим условиям (ТУ) Оператора
торговой системы (для предприятий Минатома России ТУ на АСКУЭ согласовываются с
концерном «Росэнергоатом).
К АСКУЭ субъекта оптового рынка, по согласованию с их собственником, могут быть
предъявлены дополнительные технические требования со стороны органов управления
энергетическим производством (в том числе органов оперативно-диспетчерского управления)
по объему и периодичности передаваемой информации. В этом случае реализация данных
технических требований (сверх требований организации коммерческого учета на оптовом
рынке) должна производиться за счет средств органов предъявляющих эти требования.
Оснащение средствами коммерческого учета оптового рынка энергообъектов, независимо от
их формы собственности и балансовой принадлежности, должно осуществляться на всех
границах их балансовой принадлежности с энергообъектами других собственников. Центры
сбора информации АСКУЭ сетей РАО "ЕЭС России" устанавливаются в соответствующих
региональных подразделениях этих сетей (МЭС).
Оператор торговой системы имеет право проводить выборочные проверки параметров
качества электроэнергии в зонах поставки на соответствие ГОСТ 13109-97.
3.2 Расположение технических средств коммерческого учета на оптовом рынке.
Схема расстановки технических средств коммерческого учета определяется проектом
АСКУЭ и находит отражения в договорах. Порядок обмена коммерческой информацией на
оптовом рынке определяются договорными отношениями между субъектами рынка и оператора
торговой системы (Приложение 1).
Системы коммерческого учета (в т.ч. АСКУЭ) субъектов рынка должны создаваться таким
образом, чтобы сечение поставки и сечение учета для них совпадали, а на каждую зону поставки
приходилось две зоны учета по обе стороны от зоны поставки.
Данное требование необходимо реализовать в целях резервирования средств коммерческого
учета, контроля достоверности информации и возможности расчетного определения потерь
электроэнергии (мощности) в элементах сети.
Сечения поставки и учета могут не совпадать, а субъект оптового рынка может иметь только
одну зону учета, что отражается в договоре поставки с Оператором торговой системы оптового
рынка.
При расчетах субъекта рынка по двухставочному тарифу временно, до ввода в эксплуатацию
АСКУЭ, допускается использование информации о фактических среднечасовых значениях
мощности в контрольные часы суток на основе телеизмерений мощности из ОИК, но не более
шести месяцев, что должно определятся в договорах поставки по согласованию с Оператором
торговой системы.
В целях достоверизации показаний приборов учета на элементах сети, входящих в сечение
поставки, на остальных присоединениях системы шин (секции), от которой отходят данные
элементы сети, должны устанавливаться измерительные комплексы средств технического учета
для составления баланса по системе шин (секции) не реже одного раза в месяц.
С целью контроля достоверности коммерческого учета на энергообъектах субъектов
оптового рынка должно проводится периодическое измерение небаланса электроэнергии и
мощности (по системам шин или ВЛ в соответствии с договором).
По согласованию между Оператором торговой системы и субъектом оптового рынка
допускается устанавливать в зоне поставки стационарные технические средства контроля
качества электроэнергии.
3.3 Расчет потерь.
Потери рассчитываются субъектами оптового рынка и согласуются ОТС в соответствии с
заключенными договорами и действующим Законодательством РФ.
3.4 Архитектура АСКУЭ на оптовом рынке.
В связи с тем, что все субъекты оптового рынка в коммерческих взаимоотношениях
являются равноправными сторонами договора, АСКУЭ субъектов оптового рынка должны
находиться на одном уровне в иерархии АСКУЭ оптового рынка. Центры сбора информации от
АСКУЭ оператора торговой системы и органов оперативно-диспетчерского управления
представляют верхний уровень АСКУЭ оптового рынка.
На уровне субъекта оптового рынка должна собираться и храниться не менее трех лет вся
коммерческая информация о поставленной (купленной) товарной продукции на оптовом рынке
(сальдо-переток электроэнергии и мощности) в соответствии с техническим заданием на
создание АСКУЭ, включая результаты контроля небаланса на шинах подстанции, и с
договорами поставки электроэнергии между субъектом и Оператором торговой системы
оптового рынка.
Смежные субъекты оптового рынка, участвующие в договорных отношениях должны по
согласованию с Оператором торговой системы, обеспечить передачу Оператору необходимой
коммерческой информацией между АСКУЭ субъектов.
Центр сбора и обработки информации Оператора торговой системы должен обеспечить:
прием и обработку первичной коммерческой информации от АСКУЭ субъектов оптового
рынка с периодичностью, определенной правилами оптового рынка;
предоставление информации для проведения финансовых расчетов в соответствии с
заключенными договорами между субъектами оптового рынка;
архивацию и хранение коммерческой информации в базе данных не менее трех лет;
автоматический контроль работоспособности АСКУЭ субъектов оптового рынка;
ведение базы данных технических и программных средств АСКУЭ субъектов оптового
рынка;
диагностику комплекса технических и программных средств центра сбора информации.
3.5 Организация информационно-измерительных каналов.
3.5.1 Измерительный канал.
Основу измерительного канала системы коммерческого учета составляют измерительные
трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), их вторичные
цепи, счетчик электрической энергии.
Для АСКУЭ, использующих статические счетчики электрической энергии на базе
микропроцессоров с цифровым выходом, измерительные каналы заканчивается на
информационном
выходе
электросчетчика.
При
использовании
индукционных
электросчетчиков с телеметрическими приставками или статических электросчетчиков с
импульсным выходом в измерительные каналы входят телеметрические линии связи и УСПД.
Измерительные каналы учета электроэнергии организуются в соответствии с требованиями
действующих нормативных документов и должны обеспечивать метрологические
характеристики в соответствии с требованиями нормативных документов (стандарты,
инструкции, рекомендации, методики и пр.).
При новом строительстве, реконструкции или техперевооружении энергообъектов с
присоединениями, входящими в сечение поставки (учета) для измерительных каналов,
рекомендуется:
устанавливать трансформаторы тока в трех фазах (кроме сетей с изолированной нейтралью);
исключать из измерительных токовых цепей устройства РЗА;
применять ТТ класса точности 0.2S или 0,5S;
производить подключение электросчетчиков к измерительным ТН отдельным кабелем;
выводить измерительные цепи учета на специальные испытательные блоки (испытательные
коробки), устанавливаемые в непосредственной близости от электросчетчиков и обеспечить
возможность их пломбирования;
применять статические трехэлементные счетчики на базе микропроцессоров с цифровым
выходом;
Средства измерений должны быть внесены в Государственный реестр средств измерений РФ
и иметь действующие свидетельства о поверке.
Каждый измерительный комплекс коммерческого учета субъекта оптового рынка должен
иметь паспорт – протокол (по форме РД34.09.101-94), который должен переоформляться при
всех производимых изменениях в измерительных каналах и при проведении плановых работ по
периодической поверке средств измерений.
Технические требования к счетчикам приведены в приложении 1.
3.5.2 Информационный канал.
Каналы связи для передачи информации от АСКУЭ субъектов оптового рынка, входящих в
РАО «ЕЭС России», на вышестоящий уровень организуются в соответствии с существующей
структурой оперативно-диспетчерского управления РАО «ЕЭС России» и нормативными
документами по построению средств диспетчерского и технологического управления (СДТУ).
Потребители - субъекты оптового рынка организуют отдельный канал связи для передачи
данных от АСКУЭ в центр сбора и обработки информации Оператора торговой системы
(существующий канал передачи данных должен быть сохранен). Канал связи должен быть
двухстороннего действия и «непрерывным», то есть без любых пунктов промежуточного
накопления и обработки информации.
Пропускная способность каналов связи от потребителей – субъектов оптового рынка до
приемных станций Оператора торговой системы должна составлять не менее 24 кБит/сек.
Технические средства и способ организации канала связи определяются при разработке
конкретных проектов АСКУЭ.
В обязательном порядке предусматривается организация дублирующего канала связи.
При наличии у потребителя – субъекта оптового рынка сечений поставки с другими
субъектами оптового рынка необходимо организовывать каналы передачи информации от
АСКУЭ потребителя к этим субъектам оптового рынка.
При наличии у потребителей – субъектов оптового рынка сечений поставки с субабонентами
необходимо организовывать канал передачи информации от АСКУЭ потребителя до субъекта
оптового рынка, являющегося поставщиком электроэнергии для субабонентов.
4. Создание и ввод в промышленную эксплуатацию АСКУЭ субъектов оптового рынка.
4.1. Порядок создания АСКУЭ.
Координатором работ по созданию АСКУЭ субъектов оптового рынка является Оператор
торговой системы.
Субъект оптового рынка (кандидат) обращается с письменным запросом к Оператору
торговой системы о выдаче ТУ на создание (модернизацию) АСКУЭ.
Оператор торговой системы в течение двух дней после получения запроса направляет
опросный лист, на который субъект оптового рынка должен подготовить ответ и представить
необходимую документацию.
Оператор торговой системы обязан в течение десяти дней выдать ТУ на создание АСКУЭ,
дать мотивированный отказ, или запросить дополнительную информацию.
На основании ТУ субъект оптового рынка (кандидат) должен разработать техническое
задание (ТЗ) на проектирование АСКУЭ.
ТЗ должно быть согласовано со всеми заинтересованными сторонами и содержать планграфик выполнения этапов работ по созданию и внедрению АСКУЭ.
На стадии проектирования должны быть:
уточнены границы эксплуатационной ответственности;
выбраны места размещения точек коммерческого учета;
выбраны технические средства;
определены места сбора и обработки первичной информации;
проработаны вопросы организации системы передачи информации на уровне субъекта
оптового рынка;
проработаны вопросы организации основных и резервных каналов связи от субъекта
оптового рынка к смежным уровням и к центру сбора и обработки данных АСКУЭ оптового
рынка (Оператору торговой системы);
решены вопросы защиты от несанкционированного доступа, как к техническим средствам,
так и к программно - информационному обеспечению;
проработаны вопросы автоматической диагностики работоспособности АСКУЭ;
определены выходные формы предоставления информации для пользователей;
решены вопросы синхронизации работы технических средств и привязки их к системе
единого астрономического времени.
Проект должен быть согласован с заинтересованными сторонами и утвержден Оператором
торговой системы.
В период выполнения монтажных работ особое внимание должно быть уделено проведению
ревизии средств коммерческого учета (измерительных цепей, измерительных ТТ и ТН,
электросчетчиков) и защиты от несанкционированного доступа (Постановление Правительства
РФ № 1619 от 27.12.97г.).
Пусконаладка АСКУЭ должна завершаться опытной эксплуатацией в полном объеме, с
передачей информации на смежные уровни и в центр сбора и обработки информации АСКУЭ
оптового рынка.
На этапе опытной эксплуатации должна быть проведена поверка измерительных каналов с
целью определения метрологических характеристик в соответствии с действующими
нормативными документами Госстандарта России.
Опытная эксплуатация завершается составлением соответствующего акта.
Срок проведения опытной эксплуатации от одного до трех месяцев.
4.2 Ввод в промышленную эксплуатацию.
На основании акта о завершении опытной эксплуатации субъект оптового рынка обращается
к Оператору торговой системы с письмом о готовности АСКУЭ к сдаче в промышленную
эксплуатацию.
Оператор торговой системы в течение пяти дней должен направить своих представителей
для пломбирования, установки паролей и запуска АСКУЭ субъекта оптового рынка в опытнопромышленную эксплуатацию сроком на один календарный месяц.
При выявлении сбоев или отказов в процессе опытно-промышленной эксплуатации АСКУЭ,
субъект оптового рынка принимает меры к их устранению и сообщает Оператору торговой
системы о готовности к повторному запуску АСКУЭ в опытно – промышленную эксплуатацию.
При успешном завершении опытно - промышленной эксплуатации, Оператор торговой
системы формирует комиссию и программу приемки АСКУЭ субъекта оптового рынка в
промышленную эксплуатацию.
Комиссия должна:
подтвердить соответствие выполнения АСКУЭ утвержденному проекту,
произвести проверку наличия необходимой документации и соответствующих свидетельств
органов Госстандарта России.
произвести анализ результатов опытной и опытно – промышленной эксплуатации.
произвести проверку наличия и сохранности установленных пломб и паролей в АСКУЭ.
При отсутствии замечаний комиссия должна принять решение о запуске АСКУЭ субъекта
оптового рынка в промышленную эксплуатацию.
Акт комиссии должен подтверждать техническую, метрологическую и организационную
готовность использования АСКУЭ для коммерческих расчетов на оптовом рынке.
4.3 Особенности построения АСКУЭ субъекта оптового рынка.
Создание АСКУЭ субъектов оптового рынка осуществляется на основании специально
разрабатываемых индивидуальных (нетиповых) проектов, при этом необходимо стремиться к
тому, чтобы как можно большая часть функций в АСКУЭ выполнялась автоматически (без
участия человека).
На оптовом рынке присутствуют три группы субъектов:
Энергоснабжающие и сетевые организации;
Электростанции;
Потребители.
Особенностью АСКУЭ энергоснабжающей организации, является, прежде всего наличие
удаленных контролируемых энергообъектов (от десятков до нескольких сотен километров), а
так же разнообразием схем сетей на границах со смежными субъектами оптового рынка.
Архитектура АСКУЭ энергоснабжающей организации, как правило, должна строиться в
соответствии с существующей структурой оперативно-диспетчерского управления
энергоснабжающей организации.
На энергообъектах (подстанциях) имеющих связи со смежными субъектами оптового рынка
устанавливаются УСПД, обеспечивающие автоматический сбор информации по цифровому
интерфейсу от интеллектуальных статических электросчетчиков коммерческого учета*,
обработку и передачу данных на сервер в центр сбора и обработки данных энергоснабжающей
организации.
На электростанциях субъектах оптового рынка, как правило, АСКУЭ должна обеспечивать,
помимо коммерческих расчетов по отходящим линиям и присоединениям абонентов по прямым
фидерам, расчет баланса электроэнергии по электростанции. Информация от коммерческих
электросчетчиков должна собираться отдельно от технического учета, на разные УСПД и далее
передаваться на сервер сбора и обработки данных АСКУЭ электростанции (в соответствии с
РД34.09.101-94).
Для потребителей субъектов оптового рынка АСКУЭ должна строится только по принципу
автоматической системы. Вся информация от коммерческих электросчетчиков (включая
субабонентов) должна собираться и обрабатываться в УСПД**.
Информация в центр сбора и обработки данных АСКУЭ ФОРЭМ должна поступать
непосредственно из УСПД (при каскадном включении УСПД из центрального УСПД)
потребителя субъекта оптового рынка.
УСПД должно обеспечивать передачу информации о электропотреблении субабонентов к
поставщику электроэнергии субабонентам.
Технические требования к УСПД приведены в Приложении 2.
Примечания:
* допускается ввод в УСПД электросчетчиков технического учета позволяющих осуществлять
оперативный баланс электроэнергии на шинах подстанции (по уровню напряжения);
** допускается каскадное включение УСПД.
5. Эксплуатация и техническое обслуживание АСКУЭ оптового рынка.
5.1 Эксплуатация и техническое обслуживание АСКУЭ субъектов оптового рынка.
Эксплуатация и техническое обслуживание АСКУЭ субъектов оптового рынка должно
осуществляться в соответствии с требованиями действующих нормативно-технических
документов и инструкций производителей технических средств и осуществляется за счет
средств участника оптового рынка, на чьем балансе находится комплекс технических средств
АСКУЭ.
Эксплуатация АСКУЭ субъекта оптового рынка может осуществляться персоналом субъекта
оптового рынка или специализированной организацией, имеющей лицензию на данный вид
работ и заключившей договор с Оператором торговой системы – Оператором коммерческого
учета (ОКУ - смотри раздел 7).
Техническое обслуживание комплекса технических и программных средств АСКУЭ должно
осуществляться специализированной организацией.
При эксплуатации и техническом обслуживании АСКУЭ должны выполняться
организационные и технические мероприятия по обеспечению безопасности работ в
соответствии с действующими правилами.
Периодическая поверка средств измерений, используемых для коммерческого учета
электроэнергии и мощности субъектов оптового рынка должна производиться в сроки,
установленные Госстандартом РФ.
Все виды работ определенные регламентом технического обслуживания АСКУЭ должны
выполняться с извещением (или в присутствии) представителя Оператора торговой системы.
Работы выходящие за рамки регламента технического обслуживания АСКУЭ (изменение
электрических схем, изменение или замена программного обеспечения и т.п.) должны
выполняться с согласия Оператора торговой системы.
По завершению работ по техническому обслуживанию АСКУЭ все нарушенные, в
результате проведенных работ, пломбы (специальные маркировочные знаки), пароли должны
быть восстановлены. При необходимости должна быть внесены изменения в паспорта протоколы измерительных каналов.
В процессе текущей эксплуатации, при обнаружении неисправности в работе АСКУЭ,
субъект оптового рынка обязан, в течение одного рабочего дня проинформировать о
случившемся специализированную организацию, осуществляющую техническое обслуживание.
Ответственность за работоспособность и сохранность комплекса технических и
программных средств (в том числе и пломб) АСКУЭ должна быть предусмотрена договором
эксплуатации средств коммерческого учета.
5.2 Техническое обслуживание каналообразующих устройств и каналов связи АСКУЭ
оптового рынка.
Техническое обслуживание каналообразующих устройств и каналов связи, предназначенных
для передачи информации АСКУЭ у субъектов оптового рынка, входящих в структуру РАО
«ЕЭС России», производится в соответствии с действующими инструкциями и распределением
ответственности, определенными нормативными документами РАО «ЕЭС России».
Обслуживание аппаратуры передачи данных (модемов), входящих в состав АСКУЭ
субъектов оптового рынка – потребителей производит специализированная организация (ОКУ).
Субъект оптового рынка – потребитель заключает договор на аренду средств связи (сотовые
системы, выделенные каналы, спутниковые системы и т.п.) для передачи информации от
АСКУЭ в центр сбора и обработки информации Оператора торговой системы и несет
ответственность за выполнение указанного договора. Договор на аренду средств связи,
заключается с оператором связи, гарантирующим выполнение требований по надежности и
качеству предоставляемой услуги.
6. Организация сбора и использования коммерческой информации от АСКУЭ для
расчетов на оптовом рынке.
6.1 Организация сбора информации в АСКУЭ оптового рынка должна соответствовать
принятой архитектуре (см. раздел 3.4) и учитывать особенности построения АСКУЭ
субъектов оптового рынка (см. раздел 4.3).
6.2 Пользователями коммерческой информации АСКУЭ субъекта оптового рынка
являются:
Оператор торговой системы;
ЦДУ;
ОДУ;
АО – Энерго, имеющее границу с субъектом оптового рынка;
Субъект оптового рынка.
Измеряемыми показателями коммерческого учета являются количество поставленной на
оптовый рынок или полученной с оптового рынка активной (кВт·ч) и реактивной (квар·ч)
электроэнергии за расчетный период, согласно заключенным договорам.
При расчетах по двухставочному тарифу дополнительным измеряемым параметром является
мощность (кВт), учет мощности выполняется на основе данных АСКУЭ.
Для обеспечения сведения товарной продукции оптового рынка и возможности привязки
информации к единым временным интервалам, все элементы АСКУЭ оптового рынка должны
синхронизироваться не реже одного раза в сутки и работать по московскому времени.
В целях получения полноценного объема информации Оператор торговой системы, ЦДУ и
ОДУ осуществляют двухсторонний обмен информацией в объеме необходимом для их
нормального функционирования в соответствии с утвержденным регламентом обмена
информации.
6.3 База данных учитываемых (измеряемых) параметров.
АСКУЭ субъекта оптового рынка должна обеспечивать сбор, хранение в базе данных и
передачу на верхний уровень в установленные сроки, или по запросу верхнего уровня
следующую коммерческую информацию:
6.3.1. Результаты формирования и контроля полного баланса энергии за расчетный период
как критерия достоверности учета;
6.3.2. Базу данных технических и программных средств АСКУЭ включающую в себя:
описание программных средств; технические параметры УСПД; технические параметры
счетчиков; технические характеристики измерительных комплексов по каждому
присоединению; метрологические характеристики измерительных комплексов; место установки
технических средств учета (Приложение 5.1);
6.3.3. Информацию о потреблении покупателями электроэнергии:
1) Суточные графики усредненных за тридцатиминутные интервалы значений активной и
реактивной мощности по каждой точке коммерческого учета;
2) Суммарные суточные графики усредненных за тридцатиминутные интервалы значений
активной и реактивной мощности по объекту;
3) Текущие значения активной и реактивной электроэнергии с начала месяца по каждой
точке коммерческого учета;
4) Суммарные текущие значения активной и реактивной электроэнергии с начала месяца по
объекту;
6.3.4. Информацию о генерации электроэнергии электрическими станциями, в том числе
АЭС и блок-станциями:
1) Суточные графики усредненных за тридцатиминутные интервалы значений активной и
реактивной мощности по каждой точке внешнего присоединения;
2) Суммарные суточные графики усредненных за тридцатиминутные интервалы значений
активной и реактивной мощности по внешним присоединениям;
3) Текущие значения активной и реактивной электроэнергии с начала месяца по каждой
точке внешнего присоединения;
4) Суммарные текущие значения активной и реактивной электроэнергии с начала месяца по
внешним присоединениям;
5) Суточные графики усредненных за пятнадцатиминутные (трехминутные) интервалы
значений активной мощности по каждому генератору;
6) Суммарные суточные графики усредненных за пятнадцатиминутные (трехминутные)
интервалы значений активной мощности по всем генераторам;
7) Текущие значения активной электроэнергии с начала месяца по каждому генератору;
8) Суммарные величины текущих значений активной электроэнергии с начала месяца по
всем генераторам;
9) Суммарные текущие значения расхода активной электроэнергии на собственные нужды с
начала месяца;
10) Суммарные величины текущих значений расхода активной электроэнергии на
хозяйственные нужды с начала месяца;
6.3.5. Информация с объектов РАО «ЕЭС России» (п/с МЭС):
1) Суточные графики усредненных за тридцатиминутные интервалы значений активной и
реактивной мощности по каждой точке присоединения;
2) Суммарные суточные графики усредненных за тридцатиминутные интервалы значений
активной и реактивной мощности по присоединениям;
3) Текущие значения активной и реактивной электроэнергии с начала месяца по каждой
точке присоединения;
4) Суммарные текущие значения активной и реактивной электроэнергии с начала месяца по
присоединениям;
5) Суммарные текущие значения расхода активной электроэнергии на собственные нужды с
начала месяца;
6) Суммарные текущие значения расхода активной электроэнергии на хозяйственные нужды
с начала месяца;
6.3.6. База данных Оператора торговой системы должна обеспечивать сбор от субъектов
оптового рынка, хранение и использование в расчетах:
Данные полного баланса энергии за расчетный период по каждому субъекту оптового рынка
как критерия достоверности учета;
Сальдо покупки - продажи по каждому субъекту оптового рынка (Приложение 5);
Базу данных технических и программных средств АСКУЭ субъектов оптового рынка
включающую в себя:
1) описание программных средств;
2) технические параметры УСПД;
3) технические параметры счетчиков;
4) технические характеристики измерительных комплексов по каждому присоединению;
5) метрологические характеристики измерительных комплексов;
6) места установки средств учета.
6.4.Объем и периодичность передаваемой информации.
Вид и периодичность предоставления форм отчетности субъектами оптового рынка для
коммерческих расчетов на оптовом рынке определяется Оператором торговой системы.
Субъекты оптового рынка предъявляют Акты первичного учета (Приложения 5) Оператору
торговой системы до пятого числа месяца, следующего за отчетным.
При изменении модели рынка или технологии расчета, формы предоставления информации
могут изменяться, что должно отражаться в договоре поставки Оператором торговой системы и
фиксируется в договорах поставки электроэнергии.
Форма актов приема-передачи определяется договором поставки.
Все технические средства и АСКУЭ электроэнергии должны быть защищены от
несанкционированного доступа для исключения возможности искажения результатов
измерения, а в необходимых случаях – для предотвращения утечки коммерческой информации.
Протоколы обмена информацией между уровнями должны обеспечивать помехоустойчивую,
достоверную, защищенную от несанкционированного доступа передачу коммерческой (и
дополнительной) информации АСКУЭ, соответствовать требованиям отечественных и
международных стандартов, максимально поддерживать стандартное системное и сетевое
программное обеспечение.
Межгосударственный обмен данными АСКУЭ производится в соответствии с взаимно
согласованным порядком.
Требования к программному обеспечению АСКУЭ приведены в Приложении 4.
Выходные формы АСКУЭ субъектов оптового рынка приведены в Приложении 5.
7. Оператор коммерческого учета.
Операторы коммерческого учета (ОКУ), предоставляют услуги по техническому
обслуживанию средств коммерческого учета субъектам оптового рынка и Оператору торговой
системы, а также услуги субъектам оптового рынка, не оснащенным АСКУЭ, по сбору и
первоначальной проверке данных коммерческого учета и передачи их Оператору торговой
системы.
ОКУ, для осуществления вышеназванных услуг, должен пройти процедуру аккредитации у
Оператора торговой системы, а также получить лицензию на выполнение своей деятельности в
соответствии с действующим законодательством Российской Федерации.
Оператор торговой системы координирует деятельность ОКУ и организует
функционирование центра сбора информации коммерческого учета.
ОКУ обязан качественно и своевременно выполнять возложенные на него функции,
своевременно сообщать Оператору торговой системы о всех нарушениях коммерческого учета у
субъекта оптового рынка (в том числе и о нарушениях с целью хищениях электроэнергии).
С целью контроля деятельности ОКУ, Оператор торговой системы производит выборочные
контрольные проверки АСКУЭ субъектов оптового рынка.
Приложение 1.
Основные технические требования к электросчетчикам применяемым в АСКУЭ
субъектов оптового рынка.
Настоящие технические требования распространяются на электросчетчики коммерческого и
технического учета, работающие в составе АСКУЭ субъектов оптового рынка, которые
являются источниками первичной информации для АСКУЭ.
1. Типы применяемых электросчетчиков должны быть внесены в Госреестр средств
измерений Российской Федерации и иметь действующие свидетельства о поверке.
2. Технические параметры и метрологические характеристики расчетных счетчиков субъекта
оптового рынка должны отвечать требованиям ГОСТ 30206-94, для всех остальных счетчиков,
входящих в состав АСКУЭ субъекта оптового рынка (расчетных счетчиков субабонентов,
счетчиков технического учета, участвующих в расчетах баланса и т.п.), должны отвечать
требованиям ГОСТ 30207-94.
3. Для точек учета, где возможны перетоки электроэнергии (прием-отдача), электросчетчики
должны обеспечивать учет электроэнергии в обоих направлениях.
4. Расчетные электросчетчики субъекта оптового рынка должны быть построены на базе
специализированных микропроцессоров и отвечать следующим основным требованиям:
4.1 Обеспечивать измерение электроэнергии с нарастающим итогом и вычисление
усредненной мощности за получасовые интервалы времени (при необходимости иметь значения
усредненной мощности за более короткие промежутки времени);
4.2 Иметь возможность хранения профиля нагрузки с получасовым интервалом на глубину
не менее одного месяца;
4.3 Иметь цифрового интерфейса (RS-485, ИРПС, RS-232);
4.4 Иметь календарь и часы (точность хода не хуже ± 2 с в сутки с возможностью
автоматической коррекции);
4.5 Иметь энергонезависимой памяти для обеспечения хранения запрограммированных
параметров счетчика и сохранения последних данных по активной и реактивной энергии при
пропадании питания;
4.6 Обеспечивать ведение «Журнала событий» (Фиксация количества перерывов питания,
количества и дат связей со счетчиком, приведших к каким-либо изменениям данных и т.п.);
4.7 Иметь защиты от несанкционированного изменения параметров;
4.8 Иметь автоматическую диагностику.
5. Для счетчиков технического учета и расчетных счетчиков субабонентов (при условии, что
общее потребление субабонентов не превышает 3% от потребления субъекта оптового рынка)
допускается применение счетчиков с числоимпульсным выходом;
6. Счетчики должны обеспечивать работоспособность при температуре окружающего
воздуха от минус 35˚С до 55˚С;
7. Средняя наработка на отказ – не менее 35000 часов;
Примечания:
1. ТУ на АСКУЭ субъекта оптового рынка могут включать дополнительные требования к
применяемым электросчетчикам не противоречащие действующим нормативным документам и
настоящему Положению.
2. Для счетчиков, на базе микропроцессоров с цифровым выходом информации, работающих в
АСКУЭ, параметрирование на первичные значения электроэнергии нежелательно.
Приложение 2.
Требования к устройству сбора и передачи данных (УСПД)
1. Общие требования.
1.1 УСПД в комплексе с программным обеспечением должно быть метрологически
аттестовано для применения в коммерческих расчетах, иметь соответствующий сертификат
Госстандарта России и включено в Госреестр средств измерений РФ, а также иметь разрешение
к применению на территории Российской Федерации (сертификат по безопасности).
1.2 УСПД должно иметь защиту от несанкционированного доступа, как к аппаратной части
УСПД (разъемам, функциональным модулям и т.п.), так и к программно – информационному
обеспечению.
1.3 УСПД должно строиться по модульному принципу, обеспечивающему возможность
оптимальной конфигурации устройства в конкретных проектных решениях АСКУЭ субъекта
оптового рынка.
2. Функциональное значение.
2.1. УСПД должно обеспечивать в автоматическом режиме:
1) сбор информации от электросчетчиков на базе специализированных микропроцессоров по
цифровому интерфейсу (типа RS-485, RS-232, ИРПС и т.п.);
2) сбор информации от электросчетчиков оснащенных импульсными телеметрическими
выходами;
3) обработку принятой информации в соответствии с начальной установкой УСПД (см. п.
2.2);
4) передачу данных по запросу на верхний уровень в центральное УСПД (при его наличии)
или непосредственно в центр сбора и обработки данных Оператора торговой системы, в центр
сбора и обработки данных АСКУЭ субъекта оптового рынка;
5) корректировку времени и даты счетчиков на базе микропроцессоров с цифровым
интерфейсом;
6) привязку информации от счетчиков с импульсным выходом к системному времени УСПД;
7) самодиагностику.
2.2. Параметрирование УСПД:
1) при первоначальной установке (настройке), а также в процессе эксплуатации (при замене
счетчиков, изменении схемы учета и т.п.), параметрирование должно быть возможно только при
снятии механической пломбы и вводе паролей, при этом в памяти УСПД («Журнале событий»)
автоматически должна производится определенная запись с указанием даты и времени;
2) параметрирование УСПД под конкретную схему учета электроэнергии энергообъекта
должно обеспечивать:
а) ввод расчетных коэффициентов измерительных каналов (коэффициенты трансформации
измерительных ТТ и ТН);
b) формирование в группы измерительных каналов учета электроэнергии для расчета
суммарных значений электроэнергии по данным группам;
c) задание простейшего алгоритма вычисления баланса электроэнергии, как по шинам
подстанций, так и по энергообъекту в целом (для потребителей - субъектов оптового рынка
выделение собственного потребления от потребления субабонентов);
d) установку интервала опроса электросчетчиков с цифровым выходом;
e) установку временных интервалов для обработки информации принимаемой от счетчиков с
импульсными выходами (вычисления усредненных получасовых значений мощности,
формирования суточных графиков);
f) установка текущих значений времени и даты.
3. Требования к техническим характеристикам.
3.1. УСПД должно обеспечивать в минимальной комплектации (модификации)
присоединение до 16 счетчиков и не менее 256 счетчиков при полной комплектации,
независимо от применяемого интерфейса.
3.2. УСПД должно обеспечивать:
1) объединение в сеть с другими УСПД по интерфейсу типа RS-485;
2) каскадное включение нескольких УСПД по интерфейсу типа ИРПС (по принципу
«ведущий – ведомый»);
3) выход в локальную вычислительную сеть (типа Ethernet);
4) передачу данных по коммуникационным каналам в центры сбора и обработки
информации (по основному и резервному);
5) возможность параметрирования с РС-компьютера (через оптопорт) или через встроенную
клавиатуру и табло.
3.3. УСПД должно обеспечивать выработку текущего времени с погрешностью не более
одной секунды в сутки, как при наличии внешнего питания, так и при полном обесточивании
устройства (не менее одного месяца).
3.4. УСПД должно обеспечить хранение:
1) суточных графиков нагрузки средних тридцатиминутных мощностей по каждому каналу
не менее пятнадцати суток;
2) суточных графиков нагрузки средних тридцатиминутных мощностей по каждой группе не
менее трех месяцев;
3) расход электроэнергии за месяц по каждому каналу не менее восемнадцати месяцев, по
группам не менее трех лет.
3.5. Напряжение питания от сети переменного тока 100, 220 В + 20%.
3.6. Электропотребление УСПД, с полным набором электронных модулей, не должно
превышать 100 Вт;
3.7. Возможность подключения резервного источника постоянного тока 100, 220В;
3.8. Охлаждение УСПД должно осуществляться за счет естественной конвекции;
3.9. Рабочий диапазон температур от минус 35˚ С до 55˚С;
4. Требования к конструкции.
4.1. УСПД должно выпускаться в едином корпусе, обеспечивать возможность
одностороннего обслуживания и иметь степень защиты не ниже IP 51 по ГОСТ 14254.
4.2. Конструкция УСПД должна обеспечивать его размещение, как на стандартных панелях,
так и в шкафах навесного настенного монтажа (при использовании внешних модемов).
5. Требования к надежности.
5.1. Наработка на отказ не менее 35000 часов.
5.2. Время восстановления работоспособности на месте установки (заменой модулей) - не
более 1 ч.
5.3. Срок службы - не менее 24 лет.
Примечание: ТУ на АСКУЭ субъекта ФОРЭМ могут включать в себя дополнительные требования к
УСПД, не противоречащие действующим нормативным документам и настоящему Положению.
Приложение 3.
Технические требования к каналам связи для передачи информации от АСКУЭ
субъектов оптового рынка.
Каналы связи, предназначенные для передачи информации от АСКУЭ субъектов оптового
рынка, входящих в состав РАО «ЕЭС России» должны удовлетворять требованиям по
пропускной способности, надежности и иным эксплуатационным характеристикам,
определенным нормативными документами РАО «ЕЭС России».
Каналы связи, используемые Потребителями и другими субъектами оптового рынка, не
входящими в состав РАО “ЕЭС России” могут быть построены на основе цифровых,
аналоговых, спутниковых, радио- или сотовых систем связи.
Каналы связи должны обеспечивать установление прямого и непрерывного соединения
между АСКУЭ и центром сбора информации Оператора торговой системы.
Технические характеристики каналов должны обеспечивать скорость передачи информации
в канале не ниже 24 кБит/сек при коэффициенте надежности канала 0,9. При использовании
сотовых систем связи допускается работа на скорости 9,6 кБит/сек, а при использовании
спутниковой системы «Гонец», работа на скорости определенной для этой системы.
Каналы связи должны быть постоянно подключены к АСКУЭ. Запрещается их
использование для иных целей.
При использовании выделенных телефонных номеров для модемной связи АСКУЭ должны
применяться прямые номера от АТС, имеющие выход на междугороднюю связь с
использованием только одной цифры префикса исходящей связи (как правило «8»).
Все АСКУЭ должны иметь основной и резервный каналы связи.
Приложение 4.
Общие требования к программным средствам АСКУЭ.
1. Программные средства АСКУЭ субъекта оптового рынка должны обеспечивать:
1) Безотказную работу в течение всего срока службы устройства, а при обновлении версий полную совместимость и сохранение всех ранее установленных и хранимых параметров;
2) Автозагрузку операционной системы или программы управления устройства,
автосохранение всех установленных параметров и подлежащих хранению данных при любых
сбоях в работе устройства;
3) Автоматическое самотестирование по всем параметрам;
4) Вычисление всех необходимых показателей энергопотребления, возможность изменения в
процессе работы состава и количества учитываемых параметров, а также механизмов их
вычислений;
5) Ведение «Журнала событий», фиксирующего все входы в программное обеспечение, его
изменения, а также все нарушения нормального функционирования устройства (сбои питания,
потеря информации от электросчетчика, пропадания канала связи и т.п.).
2. Программные средства АСКУЭ должны иметь механизмы как аппаратной (пломбирование
каналов ввода программных средств, установка электронных ключей блокировки доступа) так и
программной защиты (система паролей) от несанкционированного доступа.
3. Форматы и протоколы передачи данных УСПД должны быть построены на основе
«открытых» промышленных стандартов, то есть должны позволять использовать их в составе
АСКУЭ различных разработчиков, иметь возможность транспортировать данные в различные
СУБД, электронные таблицы и другие типы программных приложений для дальнейшей
обработки и хранения информации.
4. В нормальном режиме работы обмен информацией с системой верхнего уровня АСКУЭ
производится по сигналам запроса этой системы, при этом должны передаваться любые
запрашиваемые и хранимые в УСПД параметры. При нарушениях в работе или фиксации
несанкционированного вмешательства, программное обеспечение должно обеспечить
автоматический перевод УСПД в режим передачи информации на верхний уровень сбора
информации.
5. После запуска УСПД в работу, процессы передачи информации на верхний уровень,
взаимодействия с внешними устройствами, отображения информации, подключение новых
каналов учета и передачи информации не должны влиять на процесс сбора, накопления и
хранения информации в УСПД.
Приложение 5.1
ПЕРЕЧЕНЬ
точек учета электроэнергии в сечениях субъекта ФОРЭМ с РАО «ЕЭС России» и ОАО-энерго
Наименование сечения поставки с
Тип и коэффициент
Тип
Номер
Тип
Точка Балансовая принадлежность и Ответственный Примечание
указанием уровня напряжения,
трансформации
счетчика счетчика УСПД поставки
номер пломб
за техническое
точек учета
обслуживание
тип ТТ KТТ тип ТН КТН
счетчика
УСПД
1 АО «ЕЭС России» - субъект
ФОРЭМ:
п/с 220 кВ
1.1 ВЛ1.2
1.3
1.4
2 Субъект -ФОРЭМ - ОАО-энерго:
6кВ
2.1 ГППф. №
2.2
2.3
2.4
УТВЕРЖДАЮ
СОГЛАСОВАНО
СОГЛАСОВАНО
СОГЛАСОВАНО
ЗАО «ЦДР ФОРЭМ»
Субъект ФОРЭМ
ОАО-энерго
РАО «ЕЭС России»
__________________
__________________
__________________
__________________
М.П.
М.П.
М.П.
М.П.
Приложение 5.2
Сводный акт перетоков электроэнергии по субъекту ФОРЭМ ...... (АО-энерго)
№№
п/п
1.
2.
3.
4.
5.
Наименование
Количество
Количество электроэнергии,
коммерческого сечения,
электроэнергии по
согласованное со смежным
подстанции и ВЛ в данном данным АСКУЭ (данного субъектом ФОРЭМ, тыс.
сечении
АО-энерго), тыс. кВт·ч
кВт·ч
Субъект ФОРЭМ - РАО
«ЕЭС России»
1.1. ПС № 1
Прием
Акты согласований
Отдача
перетоков хранятся
Сальдо
у субъектов ФОРЭМ
1.2. ПС №2
Прием
Отдача
Сальдо
Итого: (1.1+1.2+...)
Субъект ФОРЭМ - АОэнерго
2.1. ПС №3
Прием
Отдача
Сальдо
2.2. ПС № 4
Прием
Отдача
Сальдо
Итого: (2.1+2.2+...)
2.3. ПС №5
Прием
Отдача
Сальдо
2.4. ПС № 6
Прием
Отдача
Сальдо
Итого: (2.3+2.4+...)
ИТОГО: сальдо АО-энерго (1+2)
Транзит через сети АО-энерго (согласно «Методическим указаниям по расчету
транзитных потерь мощности и электроэнергии в сетях АО-энерго», утв. ФЭКРФ,
Москва, 2001 г.)
Потери от транзита через сети АО-энерго (Hw*)
Итого: сальдо к оплате (3-5)
* Hw - согласованный в договоре норматив потерь по транзиту.
Субъект ФОРЭМ
Оператор торговой системы
подписи и печати
Приложение 5.3
Дополнение к акту перетоков электроэнергии за отчетный месяц
(для субъектов ФОРЭМ, работающих по зонному тарифу)
Сальдо АОэнерго
Сальдо АО по Ночь
данным АСКУЭ ******
Отклонение
данных АСКУЭ
от сальдо АО
Разбивка сальдо Ночь
Пик
******
Полупик
******
Субполупик
******
Всего
******
Пик
Полупик
Субполупик
Всего
АО по зонам
суток с учетом
отклонений
Разбивка по
зонам потерь от
транзита
Сальдо АОэнерго к оплате,
разбитое по
зонам
******
******
******
******
******
Ночь
******
Пик
******
Полупик
******
Субполупик
******
Всего
******
Ночь
******
Пик
******
Полупик
******
Субполупик
******
Всего
******
Субъект ФОРЭМ
Оператор торговой системы ФОРЭМ
подписи и печати
Приложение 5.4
АКТ
о составлении баланса электроэнергии на АО электростанции (АЭС)
от «__»____________200__г.
АО электростанция (АЭС) __________________________ в лице ____________________
и Оператор торговой системы ФОРЭМ ___________________ в лице _________________
на основании действующих Уставов составили настоящий Акт о том, что за
___________ (месяц) 200__г. отпуск электроэнергии (мощности) на ФОРЭМ составил
_____________ тыс. кВт·ч, ______________ МВт.
А. Электроэнергия
№№ Место установки счетчика (присоединение),
Количество
Примечание
п/п
номер счетчика
электроэнергии, учтенной
АСКУЭ, тыс. кВт·ч
Выработка
1 Присоед.
2 Присоед.
Итого выработка
Расход на собственные нужды
4 Присоед.
5 Присоед.
6 Присоед.
7 Присоед.
8 Итого расход на собственные
нужды(4+5+6+7)
9 Отпуск эл/эн. с шин электростанций (3-8)
10 Расход на хозяйственные нужды
Присоед.
11 Итого хозяйственные нужды
Расход на производственные нужды станции
12 Присоед.
13 Итого производственные нужды
Отпуск электроэнергии в сети РАО
14 Присоед.
15 Присоед.
16 Итого в сети РАО (14+15)
В сети АО
17 Присоед.
18 Итого в сети АО
Собственным потребителям
19 Присоед.
20
21
22
23
24
25
Итого собственным потребителям
Всего полезный отпуск (16+18+20)
Потери электроэнергии в пристанционных
сетях и трансформаторах
Допустимый небаланс
Фактический небаланс
Отпуск на ФОРЭМ
Б. Мощность
Рабочая мощность
1 По договору, за
месяц __________, МВт
2 Фактическая средняя рабочая мощность ________, МВт
Представитель АО электростанций (АЭС)
Представитель АО-энерго
Оператор торговой системы ФОРЭМ
подписи и печати
Приложение 5.5
Сводный акт перетоков электроэнергии по потребителю - субъекту ФОРЭМ ......
№
п/п
Наименование
Количество
Количество электроэнергии,
коммерческого сечения,
электроэнергии по
согласованное со смежным
подстанции и ВЛ в данном данным АСКУЭ (данного субъектом ФОРЭМ, тыс. кВт·ч
сечении
потребителя), тыс кВт·ч
1 Потребитель - РАО «ЕЭС
России»
1.1 ПС № 1
Прием
Акты согласований
Отдача
перетоков хранятся
Сальдо
у субъектов ФОРЭМ
1.2 ПС № 2
Прием
Отдача
Сальдо
Итого: (1.1 + 1.2+...)
2 Потребитель - АО-энерго
2.1 ПС №3
Прием
Отдача
Сальдо
2.2 ПС №4
Прием
Отдача
Сальдо
Итого: (2.1+2.2+...)
3 Итого: сальдо потребителя (по коммерческим точкам учета) _________________________
4 В том числе передача субабонентам _______
5 Итого: сальдо к оплате (3-5) _________
Представитель потребителя - субъекта ФОРЭМ
Представитель АО-энерго
Оператор торговой системы ФОРЭМ
подписи и печати
Приложение 6.
Перечень нормативной документации использованной при разработке
«Положения об организации коммерческого учета электроэнергии мощности на
оптовом рынке».
1. РД 34.09.101-94. Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее производстве,
передаче и распределению. – М.: СПО ОРГРЭС, 1995.
2. РД 34.11.202-95. Методические указания. Измерительные каналы информационно измерительных систем. Организация и порядок проведения метрологической аттестации. –
М.: СПО ОРГРЭС, 1995.
3. РД 34.11.114-98. Автоматизированные системы контроля и учета электроэнергии
мощности. Основные нормируемые метрологические характеристики. Общие требования. –
М.: РАО «ЕЭС России», 1998.
4. Приказ РАО «ЕЭС России» от 23.08.95 № 381. О создании автоматизированных
систем контроля и учета электро- и теплоэнергии (АСКУЭ) и дальнейшем развитии их в
РАО «ЕЭС России» и акционерных обществах энергетики и электрификации.
5. Положение о создании, организации ввода в работу и эксплуатации
автоматизированных систем коммерческого учета электроэнергии и мощности (АСКУЭ) в
РАО «ЕЭС России» в условиях функционирования оптового рынка электроэнергии и
мощности (утверждено РАО «ЕЭС России» 06.10.95).
6. Приказ РАО «ЕЭС России» от 11.03.96 №74. О совершенствовании организационных
структур по созданию автоматизированной системы контроля и учета энергии в РАО «ЕЭС
России».
7. Приказ РАО «ЕЭС России» от 11.02.98 №21. Об уточнении функций
организационных структур по созданию автоматизированной системы контроля и учета
энергии в РАО «ЕЭС России».
8. Концепция создания автоматизированной системы контроля и учета энергии в РАО
«ЕЭС России» (утверждено РАО «ЕЭС России» 17.06.96).
9. Письмо ЦДУ ЕЭС России от 29.12.97 №277/3-914. Об организации работ по
внедрению и приемке в промышленную эксплуатацию АСКУЭ на ФОРЭМ.
10. Временные правила работы Федерального (общероссийского) оптового рынка
электрической энергии (мощности) (утверждены ФЭК РФ 31.07.96).
11. Временное положение об организации коммерческого учета электроэнергии и
мощности на Федеральном оптовом рынке электроэнергии (утверждено РДЦ ФОРЭМ
19.07.97).
12. Постановление Правительства РФ от 27.12.97 № 619. О ревизии средств учета
электрической энергии и маркировании их специальными знаками визуального контроля.
13. Приказ РАО «ЕЭС России» от 11.02.98 № 22. О ревизии средств учета электрической
энергии и маркировании их специальными знаками визуального контроля.
14. Циркуляр РАО «ЕЭС России» № 01-99(Э) от 23.02.99. О повышении точности
коммерческого и технического учета электроэнергии.
15.
Правила
эксплуатации
электроустановок
потребителей
(утверждены
Госэнергонадзором 31.03.92.).
16. Правила устройства электроустановок. 6-е изд., перераб. и доп. – М.:
Энергоатомиздат, 1985.
17. Правила учета электрической энергии (зарегистрированны в Минюсте России
24.10.96 г. № 1182.).
18. ГОСТ 30206-94 (МЭК 687-92) Статические счетчики ватт-часов активной энергии
переменного тока (классы точности 0,2S и 0,5S).
19. ГОСТ 30207-94 (МЭК 687-92) Статические счетчики ватт-часов активной энергии
переменного тока (классы точности 1 и 2).
СОДЕРЖАНИЕ
1. Введение.
2. Термины и определения.
3. Принципы организации коммерческого учета на оптовом рынке.
4. Создание и ввод в промышленную эксплуатацию АСКУЭ субъектов оптового рынка.
5. Эксплуатация и техническое обслуживание АСКУЭ оптового рынка.
6. Организация сбора и использования коммерческой информации от АСКУЭ для
расчетов на оптовом рынке.
7. Оператор коммерческого учета.
8. Приложения 1-6.