Настоящие “Основные направления развития системы коммерческого учета товарной продукции и дополнительных системных услуг на оптовом рынке электроэнергии” (далее – “Основные направления”) предназначены для определения стратегии в области новых разработок и модернизации средств коммерческого учета товарной продукции и платных услуг на оптовом рынке электроэнергии, в том числе на всех этапах переходного периода от регулируемого к конкурентному рынку.

Методической основой создания “Основных направлений” является системный подход, представляющий собой совокупность приемов и средств, предназначенных для описания больших технических систем (в данном случае - больших электроэнергетических систем) во всем многообразии их структурных и функциональных свойств. Помимо технологической наблюдаемости и управляемости в рыночных условиях эти системы приобретают свойства коммерческой наблюдаемости и управляемости, что позволяет говорить о них как о больших технико-коммерческих электроэнергетических системах (БТКЭС). Технологическая и коммерческая управляемость больших электроэнергетических систем тесно связаны м. собой и реализуются соответственно Системным оператором (СО) и Администратором торговой системы – НП “АТС”. В настоящее время на Федеральном оптовом рынке электроэнергии и мощности (ФОРЭМ) роль Оператора торговой системы выполняет ЗАО “ЦДР ФОРЭМ”.

Коммерческий учет электроэнергии – это одна из сторон информатизации управления БТКС, главная задача которой состоит в обеспечении коммерческой наблюдаемости всех субъектов оптового рынка, определяемой действующими правилами проведения финансовых операций.

Объектами коммерческой информатизации (коммерческого учета) на конкурентном рынке являются: Поставщики (Продавцы) товарной продукции (генерирующие компании); Покупатели (сетевые компании – перепродавцы; гарантирующие Поставщики; энергоемкие организации-потребители, вышедшие на оптовый рынок); Федеральная сетевая компания (ФСК), независимые сетевые компании (НСК), как субъекты рынка, несущие финансовую ответственность за превышение фактических потерь в своих сетях сверх установленных нормативов.

К субъектам коммерческой информатизации (коммерческого учета) на конкурентном рынке следует отнести: НП “АТС”, как верхний уровень сбора и обработки коммерческой информации для оформления платежных документов; Операторов коммерческого учета (ОКУ) – в случае позиционирования института ОКУ на оптовом рынке в качестве гаранта поставки НП “АТС” легитимной и достоверной коммерческой информации. На практике системный подход к созданию коммерческого учета (в том числе автоматизированного) на оптовом рынке означает: разработку целостного государственного и ведомственного нормативного обеспечения коммерческого учета, регулирующего конфликты интересов субъектов рынка; четкую постановку задач, которые должна решать система коммерческого учета (СКУ);

Примечание. В “Основных направлениях” речь идет о задачах обеспечения расчетов за товарную продукцию (электроэнергию, мощность) в соответствии с правилами работы рынка, значит по сути о биллинговой системе. Информацию, снимаемую со счетчиков, входящих в СКУ, можно использовать и для других целей, например, для решения некоторых неоперативных задач технологического управления. Однако, такую информацию в данном случае следует считать технической и предъявлять к ней требования, соответствующие характеру решаемых задач. Требования к технической информации, к порядку ее сбора и обработки должны предъявляться СО или иными использующими ее органами. соответствие алгоритмов планирования пост * товарной продукции и определения цен, а так же алгоритмов планирования оказания системных услуг реальным возможностям коммерческих измерений с учетом технологических особенностей электроэнергетических систем; соблюдение при проектировании и функционировании СКУ принципов целостности, иерархичности, единства и организованности; координацию расстановки первичных датчиков тока и напряжения со схемами электрических соединений энергообъектов в целях повышения точности учета и степени автоматизации измерительных комплексов (например, вынос трансформаторов тока в линию для решения “проблемы обходных выключателей”); применение различных методов достоверизации коммерческой информации, включая сопоставление ее с данными оперативно-информационных комплексов (ОИК), используемых для целей оперативно-диспетчерского управления; функциональную и аппаратную взаимосвязь технической и коммерческой наблюдаемости субъектов рынка с целью сведения к минимуму информационной неопределенности управления (в частности, применение одних и тех же измерительных цифровых преобразователей в качестве датчиков “мгновенной” мощности для ОИК и счетчиков электроэнергии); тесную увязку регламентированной нормативными документами и договорами схемы расстановки средств учета с требуемыми характеристиками измерительных каналов, начиная с первичных датчиков тока и напряжения; обязательное выполнение метрологических требований к средствам коммерческого учета, которые содержатся в государственных и ведомственных нормативных и методических документах (нормирование погрешностей измерительных каналов в целом, разработка методик выполнения измерений (МВИ) и т.д.); рассмотрение возможности интегрирования автоматизированных систем учета в другие информационно-измерительные системы или в АСУ ТП на различных уровнях технологического управления (управления производством) Поставщиков (Продавцов), Покупателей или сетевых компаний. Одна и та же информация о приращениях электроэнергии, взятая с приборов коммерческого учета, в зависимости от пути ее прохождения и конечного использования может быть как коммерческой, так и технической (Раздел . В “Основных направлениях” принято, что товарной продукцией на оптовом рынке являются приращения электроэнергии за расчетный период по границам балансовой принадлежности субъектов рынка, а именно: среднечасовые приращения сальдо – перетоков электроэнергии – для расчетов на конкурентном рынке; приращения сальдо – перетоков электроэнергии за месяц – для расчетов за электроэнергию на ФОРЭМ; среднечасовые приращения сальдо – перетоков электроэнергии в контрольные часы суток, используемые в качестве среднечасовых мощностей при расчетах за мощность по двухставочному тарифу на ФОРЭМ.

Примечание В качестве коммерческой информации для Продавца выступают так же часовые приращения электроэнергии на выводах всех его генераторов.

Примечание Коммерческая информация об оплачиваемых дополнительных системных услугах должна собираться и обрабатываться после начала работы соответствующего рынка. Необходимость выполнения данной функции СКУ определится на дальнейших этапах развития оптового рынка.

Примечание Коммерческая информация о качестве электроэнергии станет необходимой НП “АТС” при возникновении на оптовом рынке правовых условий изменения стоимости товарной продукции в зависимости от ее качества, регламентируемого действующими стандартами (в настоящее время – ГОСТ 13109 – 9 .

В целях накопления опыта на начальном этапе функционирования конкурентного рынка Центр сбора коммерческой информации (ЦСКИ) НП “АТС” должен принимать и обрабатывать техническую информацию о параметрах качества электроэнергии, доступных для получения от существующих микроциклорных приборов учета или специальных приборов.

Коммерческая информация о натуральных показателях товарной продукции и о выполненных платных дополнительных системных услугах должна быть защищена от несанкционированного доступа посредством принятия различных организационных и технических (аппаратных, программных) мер.

Указанная коммерческая информация не является коммерческой тайной.

Положения данных “Основных направлений” должны найти отражение в нормативных документах по коммерческому учету электроэнергии, разрабатываемых в установленном порядке уполномоченными организациями, в т.ч. и НП “АТС”.

Кроме того, “Основные направления” будут положены в основу проектов автоматизированных систем коммерческого учета электроэнергии (АСКУЭ) субъектов оптового рынка и АСКУЭ оптового рынка в целом, включая телекоммуникационную сеть и ЦСКИ НП “АТС”.
Термины и определения

В данном разделе приводятся термины и определения, не встречающиеся в нормативных документах, но необходимые для понимания системного подхода при создании системы коммерческого учета на оптовом рынке, или те из них, которые допускают неоднозначное толкование в различных источниках.

Система коммерческого учета – система взаимосвязанных общественных (юр., административных и др.) отношений, технических и программных средств реализации коммерческого учета.

Система коммерческого учета имеет организационную, технологическую и техническую структуру.

Коммерческий учет – цикл получения и отображения коммерческой информации о движении товарной продукции с учетом ее качества и об оказании платных дополнительных системных услуг с целью проведения финансовых расчетов м. субъектами рынка электроэнергии.

Организационная структура коммерческого учета – система общественных отношений, возникающих при коммерческом учете электроэнергии.

Технологическая структура коммерческого учета – система средств коммерческого учета и правил выполнения коммерческого учета электроэнергии.

Техническая структура коммерческого учета - система средств коммерческого учета электроэнергии, объединенных общностью цикла коммерческих измерений.

Коммерческая информация – информация, использующаяся для проведения финансовых расчетов и отвечающая некоторым требованиям, которые предъявляются к ней действующими нормативными документами.

Требования к коммерческой информации, обращающейся на конкурентном рынке, отражены в Коммерческих и Технологических правилах работы рынка.

Источником коммерческой информации служит коммерческое измерение.

Коммерческой информацией на конкурентном оптовом рынке является: информация о движении товарной продукции – часовые приращения сальдо-перетоков электроэнергии, купленной (проданной) Покупателями (Продавцами); Показатели качества электроэнергии, плата за которые предусмотрена действующими правилами работы рынка; информация о выполненных платных дополнительных системных услугах (реализация первичного, вторичного регулирования активной мощности, регулирование уровней напряжения и реактивной мощности и т.д.).

Любая другая информация, циркулирующая в инфраструктуре рынка, считается технической.

Коммерческое измерение – подлежащее государственному контролю и надзору измерение физической величины с целью использования ее для финансовых расчетов, к которому предъявляются особые требования, изложенные в действующих нормативных документах.

Измерение – нахождение значения физической величины опытным путем с помощью специальных технических средств (ГОСТ 16263 – 7 .

Технический учет – цикл получения и отображения технической информации, обращающейся в инфраструктуре рынка.

Субъект коммерческого учета – юридическое лицо, осуществляющее деятельность по организации коммерческого учета.

В условиях функционирования ФОРЭМ субъектами коммерческого учета являются Поставщики, Покупатели - субъекты ФОРЭМ, ОДУ (ТРДЦ), ЗАО “ЦДР ФОРЭМ”.

В целевой модели конкурентного рынка субъектами коммерческого учета являются Операторы коммерческого учета (ОКУ) и НП “АТС” вместе со своими региональными центрами сбора коммерческой информации.

Объект коммерческого учета – юридическое лицо или совокупность юр. лиц, осуществляющие деятельность на рынке и имеющие в своем составе объекты коммерческих измерений.

Объектами коммерческого учета конкурентного рынка являются Оптовый рынок в целом, Продавцы, Покупатели, ФСК, НСК.

Объект коммерческих измерений – сетевой элемент, энергообъект, совокупность энергообъектов, на которых производятся коммерческие измерения.

Энергообъект – электрическая станция или подстанция, принадлежащая субъекту рынка.

Средство измерений – техническое средство, используемое при измерениях и имеющее нормированные метрологические свойства (ГОСТ 16263 – 7 .

Информационно-измерительная система (ИИС) – совокупность функционально объединенных средств измерений, средств вычислительной техники и вспомогательных устройств, соединенных м. собой каналами связи, предназначенных для представления измерительной информации в виде, необходимом пользователю.

АСКУЭ субъекта рынка и АСКУЭ оптового рынка с позиции метрологии представляют собой ИИС.

Информационно-вычислительный комплекс (ИВК) – функционально объединенная совокупность средств измерений, компьютеров и вспомогательных устройств, предназначенная для выполнения конкретной вычислительной задачи.

В системе коммерческого учета ИВК соответствует понятиям “измерительный канал” или “измерительный комплекс средств учета”.

Измерительный канал, измерительный комплекс средств учета – совокупность соединенных м. собой устройств одного присоединения, предназначенных для измерения и учета электроэнергии и подвергающийся поверке, как единый комплекс.

В состав измерительного канала (измерительного комплекса средств учета) могут входить: трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), счетчики электроэнергии, датчики импульсов, сумматоры и их линии связи – если применены счетчики с импульсными выходами, без микроциклоров; ТТ, ТН, счетчики – если применены счетчики с цифровым выходом (микроциклорные).

Средства коммерческого учета – средства измерений и ИИС, обеспечивающие коммерческий учет на рынке электроэнергии.

АСКУЭ – автоматизированная система коммерческого учета электроэнергии. Представляет собой комплекс подлежащих государственному надзору и контролю технических и программных средств измерения электроэнергии, позволяющий производить финансовые расчеты м. Поставщиками и Покупателями товарной продукции (Поставщиками и Получателями оплачиваемых дополнительных системных услуг) на рынке электроэнергии (оптовом, розничном) с учетом ее качества.

Как следует из определения, главной задачей АСКУЭ на оптовом рынке является обеспечение коммерческой стороны функционирования БТКЭС, а условия ее решения задаются НП “АТС”. Вместе с тем данные АСКУЭ могут использоваться для достоверизации показаний ОИК, для накопления статистики, неоперативного контроля обмена товарной продукцией, для разработки математических моделей и т.д. Однако, требования к автоматизированной СКУ в этих областях не подлежат регламентации со стороны НП “АТС” и являются либо внутренним делом субъекта рынка, либо предметом его взаимоотношений с вышестоящими органами управления энергетикой.

Дискретность сбора информации (ДСИ) - временная характеристика коммерческого учета (в том числе АСКУЭ), устанавливающая срок обязательного поступления данных об измеренных количествах товарной продукции (услуг) в ЦСКИ НП “АТС”. Определяется целями сбора информации: необходимым временем контроля движения товарной продукции (услуг); периодом расчета (ПР) или сроками выставления счетов в соответствии с правилами работы рынка (1 раз в месяц, 1 раз в неделю, 1 раз в сутки и т.д.).

При существующих правилах работы ФОРЭМ расчет суммы платежей и выставление счетов производятся до 7 числа месяца, следующего за отчетным, т.е. теоретически ДСИ может равняться 1 разу в месяц. но в настоящее время на ФОРЭМ ДСИ (с помощью макетов) составляет 1 раз в сутки, что объясняется необходимостью трудоемкого ежедневного определения инициатив сторон (субъект рынка, диспетчер ОДУ или ЦДУ ЕЭС России) при отклонениях фактических значений сальдо-перетоков электроэнергии и мощности от договорных величин и диспетчерского графика. При появлении упорядоченной формы (макета) передачи данных об отклонениях фактического режима от диспетчерского графика на каждом интервале его контроля с указанием инициатив вполне возможно было бы увеличить ДСИ до теоретического уровня.

Дискретность учета (ДУ) - временная характеристика коммерческого учета (в том числе АСКУЭ), определяющая минимальный интервал фиксации электроэнергии и среднеинтервальной мощности у Поставщиков и Покупателей (товара, услуг), который необходим для финансовых расчетов в соответствии с правилами работы рынка. ДУ товарной продукции целиком зависит от действующего меню тарифов и ПР.

Если расчет производится по одноставочному тарифу, то ДУ=ПР. Для расчета по двухставочному тарифу ДУ средней мощности составляет 1 час (в пиковой зоне суточного графика нагрузки), для расчету по одноставочному, дифференцированному по зонам суток тарифу – так же 1 час, т.к. зоны суток задаются с часовой дискретностью.

Точка поставки - это физическая точка на элементе сети, в которой происходит коммерческий расчет за покупную (поставленную) электроэнергию и мощность субъектом рынка и которая зафиксирована в системе действующих договоров на оптовом рынке. Точка поставки, совпадает с точкой раздела (границей) балансовой принадлежности сетей субъектов рынка, но может приниматься и иной по согласованию заинтересованных сторон. Например, два смежных АО-энерго могут договориться не учитывать потери до границы балансовой принадлежности, находящейся на связывающей их ВЛ и перенести точку поставки на одну из ближайших подстанций, где установлен прибор коммерческого учета.

Сечение поставки представляет собой совокупность всех элементов сети, на которых расположены точки поставки для субъекта рынка (аналогично понятию “сечения” из теории графов).

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 (или ее часть), проходящая по данному элементу. Точка учета совпадает с точкой подключения трансформатора тока (ТТ). На одном конце элемента сети может быть одна, две и более точек учета, в зависимости от схемы присоединения ВЛ (КЛ) или трансформатора (автотрансформатора) к распределительному устройству электроустановки.

Сечение учета - совокупность всех элементов сети, на которых находятся точки учета, обеспечивающие полную наблюдаемость коммерческих перетоков электроэнергии субъекта рынка при совершении коммерческих операций на рынке.

Зона учета - множество точек учета в сечении учета по одну сторону зоны поставки, в которых производится измерение всего объема поставки (покупки) электроэнергии субъектом рынка. При существующем состоянии коммерческого учета сечение поставки каждого субъекта рынка может контролироваться одной или двумя зонами учета. В соответствующие им сечения учета могут входить одни и те же или разные элементы сети. Назовем “ближней” зону учета, все измерительные комплексы средств учета которой находятся на балансе субъекта рынка, “дальней” - зону, в которой комплексы средств учета принадлежат смежным субъектам рынка, “смешанной” - ту, средства учета которой имеют разную балансовую принадлежность. Последний случай имеет место, когда по некоторым элементам сети, входящим и в сечение учета, и в сечение поставки, измерение электроэнергии происходит только с одной стороны зоны поставки.

Основная зона учета – зона учета субъекта рынка, оснащенная приборами учета, перечень которых приведен в действующих договорах и с помощью которых определяется коммерческий сальдо-переток электроэнергии (мощности) в нормальных условиях. Любые другие зоны учета, контролирующие зону поставки субъекта рынка, назовем резервными. Перечни приборов учета, которые устанавливаются в точках учета резервных зон, должныбыть приведены в договорах поставки (покупки) на оптовом рынке.

Будем подразумевать под “прямым учетом” цикл измерения электроэнергии, при котором точка учета располагается непосредственно на элементе сети, входящем в сечение поставки. Если точка учета находится на элементе сети, не входящем в сечение поставки, но участвует в его контроле, то определим учет как “косвенный”.

Степень автоматизации коммерческого учета - его качественная характеристика, показывающая близость к информационно-измерительной системе с автоматическим формированием базы данных и автоматической передачей информации на центральную станцию (контроллер) вышестоящего уровня архитектуры АСКУЭ ФОРЭМ. Увеличение степени автоматизации систем учета происходит от простого счетчика с визуальным съемом информации без функции хранения профиля нагрузки к счетчику с измерением электроэнергии по тарифным зонам, затем - к комплексам, включающим счетчики с хранением профиля нагрузки, набором цифровых интерфейсов и телеметрических выходов, без каналов или с каналами передачи данных на сумматор (контроллер, центр сбора информации).

Далее под автоматизированным учетом понимается измерительный комплекс со степенью автоматизации, позволяющей дистанционно опрашивать приборы учета по коммутируемым или выделенным каналам связи. Соответственно неавтоматизированный учет допускает только визуальный съем показаний счетчиков.
Цель создания и функции системы коммерческого учета

оптового рынка электроэнергии

Целью создания системы коммерческого учета электроэнергии на оптовом рынке является обеспечение подразделений НП “АТС” полной, своевременной, достоверной и узаконенной государственными и межведомственными нормативными актами (легитимной) коммерческой информацией об обороте товарной продукции с учетом ее качества и о предоставленных платных дополнительных системных услугах, которая необходима этим подразделениям для решения всего комплекса задач администрирования торговой системой регулируемого и конкурентного рынков электроэнергии.

Имеющейся у НП “АТС” коммерческой информацией могут пользоваться на договорной основе сторонние организации.

Информация системы коммерческого учета будет использоваться для оформления финансовых документов по взаиморасчетам м. субъектами рынка. Финансовые операции на оптовом рынке следует автоматизировать в рамках отдельной системы вплоть до автоматической выписки счетов и безакцептной формы расчетов за продукцию и платные системные услуги.

Система коммерческого учета оптового рынка основывается на следующих базовых принципах.

3. Расчеты за купленную или проданную электроэнергию м. участниками рынка должны производиться по показаниям тех приборов учета, которые указаны в действующих договорах.

При любом типе рынка (регулируемый, конкурентный), виде рынка (оптовый, розничный) наиболее адекватными расчетами за купленную или проданную электроэнергию м. участниками рынка являются расчеты по показаниям приборов учета, фиксирующим ее прохождение через границы балансовой (или эксплуатационной) принадлежности Продавцов (Поставщиков) и Покупателей.

Примечание. Приборы учета могут располагаться не строго в точках раздела балансовой (эксплуатационной) принадлежности вследствие того, что в реальных условиях схема расстановки измерительных комплексов зависит от возможности установки первичных датчиков (трансформаторов тока и напряжения).

3. Коммерческий учет потерь электроэнергии в сетевых компаниях, необходимый для проведения финансовых расчетов в соответствии с коммерческими и технологическими правилами работы конкурентного рынка, должен осуществляться на основании показаний приборов учета, фиксирующих прохождение электроэнергии через границы балансовой (эксплуатационной) принадлежности этих сетевых компаний.

3. Как следует из пп. 3.2.1, 3.2.2., при любом типе или виде рынка электроэнергии все коммерческие расчеты за электроэнергию следует производить по показаниям приборов учета, фиксирующих оборот электроэнергии через границы балансовой (эксплуатационной) принадлежности субъектов рынка.

Иными словами, схема расстановки измерительных комплексов средств коммерческого учета электроэнергии для обеспечения расчетов по ее обороту, инвариантна к любым расчетным схемам (моделям), применяемым при планировании режимов, расчетах узловых цен и т.д., а так же к любым видам договорных отношений (“прямые” договора, фьючерсные сделки).

3. Система коммерческого учета оптового рынка должна разрабатываться и внедряться как единая автоматизированная система (АСКУЭ), заказчиком и ответственной эксплуатирующей организацией которой выступает НП “АТС”. Степень автоматизации этой АСКУЭ определяется требованиями Финансово – расчетной системы (ФРС), техническими и финансовыми возможностями субъектов рынка. В АСКУЭ оптового рынка интегрируются АСКУЭ субъектов рынка.

3. Основой сбора информации в регионах является Оператор коммерческого учета (ОКУ) – независимая (неаффилированная с Продавцами, Покупателями и сетевыми компаниями) организация, ответственная за сбор коммерческой информации, эксплуатацию и техническое обслуживание измерительных комплексов средств коммерческого учета субъектов рынка.

Цель создания системы достигается выполнением функций: Организации автоматизированного сбора, обработки и хранения коммерческой информации, привязанной к единому астрономическому времени; Организации автоматизированного сбора, обработки и хранения технической информации о приращениях перетоков электрической энергии, служащей для контроля достоверности коммерческой информации, актуализации расчетной модели и для решения других задач; Организации автоматизированного сбора, обработки и хранения вспомогательной информации (“журналы событий” счетчиков электрической энергии и УСПД), необходимой для технического контроля состояния измерительных комплексов средств коммерческого учета; Контроля достоверности поступающей коммерческой информации, основанного как на критериях избыточности данных, так и на других принципах; Технического контроля состояния измерительных комплексов средств коммерческого учета с помощью вспомогательной информации; Анализа качества электроэнергии с помощью параметров и средств обработки, регламентируемых действующими нормативными документами; Организации и поддержки базы данных о схеме расстановки измерительных комплексов средств коммерческого учета на оптовом рынке, т.е. об их соответствии конкретным энергообъектам и принадлежности этих энергообъектов соответствующим субъектам рынка (функция необходима для привязки схемы расстановки средств коммерческой наблюдаемости к расчетной схеме определения объемов поставки и равновесных цен); Организации и поддержки базы данных нормативно-справочной информации (НСИ) по техническим характеристикам эксплуатируемых измерительных комплексов средств коммерческого учета и АСКУЭ уровней субъектов рынка, ОКУ и Региональных центров сбора информации; Сведения системы балансов оптового рынка; Определения фактических погрешностей измерительных каналов и АСКУЭ на основании текущих среднечасовых режимов оборота электроэнергии на рынке; Организации эффективного администрирования базами данных, принятых от измерительных комплексов средств коммерческого и технического учета, и поступивших для технического контроля; Организации удобного доступа пользователей к коммерческой и технической информации; Администрирования технических средств системы сбора информации.
Государственное и ведомственное нормативное обеспечение

коммерческого учета

В разделе приведен анализ существующего состояния нормативного обеспечения коммерческого учета на оптовом рынке и даны рекомендации по его совершенствованию. При этом вся система нормативных актов разделена по функциональным признакам на три подсистемы: общие правовые отношения в сфере организации коммерческого учета; метрологическое обеспечение коммерческого учета; технические требования к измерительным каналам коммерческого учета; создание АСКУЭ, как автоматизированной системы.

В настоящее время отношения, связанные с коммерческим учетом электроэнергии, регулируются следующими нормативными правовыми актами в порядке иерархии их юридической силы: Частью второй “Гражданского кодекса Российской Федерации” (федеральный закон); “Законом об обеспечении единства измерений” (федеральный закон от 27.04.93 № 4871- ; “Законом об энергосбережении” (федеральный закон, принят Государственной думой 13.03.9 ; Постановлением Правительства Российской Федерации от 27.12.97 № 1619 “О ревизии средств учета электрической энергии и маркировании их специальными знаками визуального контроля”; “Правилами учета электрической энергии”, утвержденными Министерством топлива и энергетики РФ и Министерством строительства РФ, согласованными с Росстандартом, Главгосэнергонадзором и РАО “ЕЭС России” (акт федерального органа исполнительной власти, зарегистрирован в Минюсте РФ 24.10.96 под № 118 ; “Положением о порядке проведения ревизии и маркирования специальными знаками визуального контроля средств учета электрической энергии”, утвержденным Министерством топлива и энергетики РФ и Государственным комитетом РФ по стандартизации и метрологии (акт федерального органа исполнительной власти, зарегистрирован в Минюсте РФ 20.10.98 под № 163 .

Вышеперечисленные нормативные акты в принципе соответствовали общественным отношениям, складывающимся в последнее десятилетие в цикле коммерческого учета товарной продукции на оптовом рынке электроэнергии. Вместе с тем на современном этапе преобразований в энергетике необходимо закрепить законодательно: кто должен разрабатывать, внедрять, эксплуатировать системы коммерческого учета (в т.ч. АСКУЭ) и являться собственником этих систем; каким общим требованиям (включая требования к точности измерений) должны соответствовать системы коммерческого учета.

Наиболее логичным представляется вариант, когда системы учета на оптовом рынке принадлежат АТС, а их эксплуатация, техническое обслуживание и сбор информации ведется специализированной организацией – ОКУ. Создание, эксплуатация, реконструкция и техническое перевооружение АСКУЭ может осуществляться за счет отчислений Поставщиков и Покупателей, предусмотренных в договорах на оказание услуг АТС. Субъекты рынка, уже имеющие АСКУЭ, передают их АТС с баланса на баланс.

Другим вариантом может быть сохранение собственности на АСКУЭ субъектами рынка при обязательном заключении договоров на эксплуатацию, техническое обслуживание и сбор информации с ОКУ.

Законодательное закрепление общих требований к системам коммерческого учета следует произвести во избежании конфликтов при расчетах за товарную продукцию, вызванных различными подходами при определении зон учета, погрешности измерений и т.д.

В части организации метрологического обеспечения помимо общетехнических стандартов по метрологии коммерческий учет электроэнергии должен соответствовать следующим нормативным документам: ГОСТ 26.003-8 Комплексы измерительно-вычислительные. Признаки классификации. Общие требования. ГОСТ 8.217-8 Трансформаторы тока. Методика поверки. ГОСТ 8.216-8 Трансформаторы напряжения. Методика поверки. ГОСТ 22261-9 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия. ГОСТ Р 8.563–9 ГСИ. Методика выполнения измерений. РД 34.11.502-9 Методические указания. Организация и порядок проведения метрологической экспертизы документации на стадии разработки и проектирования. РД 34.11.202-9 Методические указания. Измерительные каналы информационно-измерительных систем. Организация и порядок проведения метрологической аттестации. РД 34.11.321-9 Нормативные документы для тепловых электростанций и котельных. Нормы погрешности измерений технологических параметров тепловых электростанций и подстанций. РД 34.11.333-9 Типовая методика выполнения измерений количества электрической энергии. РД 34.11.334-9 Типовая методика выполнения измерений электрической мощности. РД 34.11.114-9 Автоматизированные системы контроля и учета электроэнергии и мощности. Основные нормируемые метрологические характеристики. Общие требования. РД 153-34.0-11.209-9 Рекомендации. Автоматизированные системы контроля и учета электроэнергии и мощности. Типовая методика выполнения измерений электроэнергии и мощности. АВОД.466364.007МП. Автоматизированные системы коммерческого учета электрической энергии АСКУЭ-С. Методика поверки. – М., ВНИИМС, 2001.

В соответствии с законами РФ “Об обеспечении единства измерений” и “Об энергосбережении”, взаимные расчеты м. Поставщиками и Покупателями на рынках электроэнергии и сопутствующих услуг попадают в сферу государственного контроля и надзора. Введенный в действие с 1.07.97 ГОСТ Р 8.563-96 предусматривает одну из форм такого надзора – обязательное требование выполнения коммерческих измерений по аттестованным методикам. При этом право аттестации методик выполнения измерений (МВИ) предоставлено органам государственной метрологической службы и метрологическим службам юр. лиц, прошедшим аккредитацию на право аттестации МВИ, согласно правилам ПР 50.2.013-97.

указанные руководящие документы (РД), в достаточно полном объеме регламентирующие метрологию коммерческого учета, являются по своему статусу даже не ведомственными (утвержденными Минэнерго РФ), а корпоративными нормативными актами РАО “ЕЭС России”. Значит, формально они не носят обязательного характера для любых юр. лиц, не входящих в холдинг РАО “ЕЭС России”. Следование положениям этих документов генерирующими предприятиями Минатома или потребителями возможно при их желании и в каждом конкретном случае должно устанавливаться местными нормативными актами. В то же время и организации РАО “ЕЭС России” при создании систем коммерческого учета не уделяют необходимого внимания вопросам метрологического обеспечения, которое сводится практически только к поверке измерительных комплексов.

Следовательно, приходится признать, что на на данный моментшний день на оптовом и розничном рынках электроэнергии отсутствует полноценная метрологическая подготовка коммерческого учета, включая ряд форм государственного надзора. Это уже приводит к возникновению конфликтов м. потребителями и энергоснабжающими организациями из-за различия объема товарной продукции, измеренной системами учета обоих участников сделки.

Для преодоления указанных недостатков необходимо: законодательно (например, в Гражданском кодексе) признать, что коммерческие расчеты за электроэнергию могут производиться только по данным измерительных систем, имеющих аттестованные в установленном порядке МВИ; доработать и распространить действие метрологических РД на всех субъектов рынка путем как минимум утверждения их в Минэнерго РФ и регистрации в Минюсте РФ; требования к погрешности измерений СУ дополнить обязательным нормированием погрешности суммирования результатов измерений по всем измерительным каналам в зоне учета (для официального нормирования точности измерений сальдо-перетоков электроэнергии и мощности в зоне поставки).

Технические характеристики измерительных комплексов средств учета регламентируются: ГОСТ 7746-8 Трансформаторы тока. Общие технические условия. ГОСТ 1983-8 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия. ГОСТ 30206-94 (МЭК 687-9 . Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (классы точности 0.2S, 0.5S). ГОСТ 30207-94 (МЭК 1036-9 . Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (классы точности 1 и . ГОСТ 26035-8 Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия. ГОСТ 6570-7 Счетчики электрические активной и реактивной энергии индукционные. Общие технические условия. Правилами устройства электроустановок (6-е издание, переработанное и дополненное). РД 34.09.101-9 Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении. Положением об организации коммерческого учета электроэнергии и мощности на оптовом рынке (утверждено РАО “ЕЭС России” 12.10.0 .

В “Положении об организации коммерческого учета электроэнергии и мощности на оптовом рынке” (в дальнейшем – “Положение”) помимо технических требований к элементам измерительных каналов коммерческого учета и к автоматизированным системам, построенным на их основе, даны так же требования к организации циклов создания, ввода в эксплуатацию и к эксплуатации АСКУЭ субъектов оптового рынка.

Из вышеприведенных документов видно, что на на данный моментшний день нормированию на уровне государственных стандартов подлежат лишь технические характеристики счетчиков, ТТ и трансформаторов напряжения (ТН).

Требования к длине и сечению кабелей в цепях напряжения счетчиков изложены в “Правилах устройства электроустановок” (ПУЭ), считающихся “де-факто” актом федерального органа исполнительной власти. Общие требования к цепям тока и напряжения систем учета даны в РД 34.09.101-94, разработанном РАО “ЕЭС России” и утвержденном Главгосэнергонадзором РФ. С позиции современной Российской правовой системы эти документы не имеют четкого межведомственного статуса, т.к. не зарегистрированы в Минюсте РФ.

Существенным недостатком нормативного обеспечения технических характеристик измерительных каналов коммерческого учета является отсутствие государственного стандарта на устройства сбора и передачи информации (УСПД). Требования к ним впервые предъявлены в корпоративном нормативном акте РАО “ЕЭС России” - “Положении об организации коммерческого учета электроэнергии и мощности на оптовом рынке”. Однако, учитывая принцип. возможность возникновения конфликтов при учете товарной продукции, а так же при выходе на оптовый рынок новых субъектов (в особенности, энергоемких организаций – потребителей), необходимо поднять статус нормирующего документа на УСПД до уровня ГОСТа.

система нормирования технических характеристик измерительных каналов коммерческого учета должна выглядеть следующим образом: ГОСТы (общие технические условия) – на всю аппаратуру измерительного канала; акт федерального органа исполнительной власти (Минэнерго РФ), зарегистрированный в Минюсте РФ, - на общие технические характеристики цепей тока и напряжения (до приборов учета). Требования к каналам передачи данных от счетчика до УСПД могут быть регламентированы в отдельном нормативном акте, хотя данный вопрос является дискуссионным.

С позиции информационной совместимости следует нормировать наличие цифровых интерфейсов на счетчике и УСПД (RS-232, RS-485, ИРПС) и протоколы обмена счетчик – УСПД.

В настоящее время Госстандартом РФ ведется разработка нового ГОСТа на АСКУЭ, где, возможно, снимутся многие вопросы, поставленные в данном разделе. Следует отметить, что государственной стандартизации могут подлежать основные характеристики АСКУЭ Поставщиков и Покупателей, как АСКУЭ оптового рынка в целом будет являться уникальной системой, создаваемой по техническим требованиям АТС.

Создания АСКУЭ, как общетехнической автоматизированной системы, должно быть организовано на основе: ГОСТ 24.602-8 Единая система стандартов автоматизированных систем управления. Автоматизированные системы управления. Состав и работ по стадиям создания; ГОСТ 34.602-8 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Техническое задание на создание автоматизированной системы. ГОСТ 34 601-9 Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
Организация коммерческого учета на оптовом рынке.

Иерархия АСКУЭ

Организационная структура коммерческого учета на оптовом рынке в данных “Основных направлениях” базируется на следующих принципах: Система коммерческого учета должна предоставлять НП “АТС” достоверную, узаконенную всеми необходимыми нормативными актами (“легитимную”) информацию в объемах и в сроки, необходимые для проведения взаиморасчетов за поставленную продукцию в соответствии с правилами работы рынка; Система коммерческого учета должна быть целостной, иерархичной, обладать св единства и организованности. Главным признаком, отражающим данные свойства системы учета, является наличие соответствующим образом структурированной единой информационной базы, функции администрирования которой будут принадлежать НП “АТС”; Система коммерческого учета должна быть автоматизированной. Степень автоматизации системы должна быть предельно достижимой по технико-экономическим критериям, вплоть до создания полностью автоматической АСКУЭ оптового рынка; Эксплуатация, техническое обслуживание счетчиков и УСПД, а так же сбор информации неавтоматизированного учета субъектов оптового рынка должны производиться независимой организацией, аккредитованной при НП “АТС”, - ОКУ; Сбор информации от расположенных в регионе ОКУ, ее первичную обработку, достоверизацию, агрегирование и передачу в ЦСКИ НП “АТС” осуществляют Региональные центры сбора информации, входящие в структуру НП “АТС”.

В настоящее время существующие АСКУЭ ФОРЭМ имеют в большинстве случаев следующую иерархическую структуру (по уровням): энергообъект – субъект ФОРЭМ – АО-энерго – ОДУ. Если субъектом ФОРЭМ является АО-энерго, то структура выглядит так: энергообъект – АО-энерго – ОДУ. В руководящих документах РАО “ЕЭС России” по проблемам АСКУЭ, разработанных в течение прошедшего десятилетия, предполагалось, что высшим звеном иерархии АСКУЭ станет ЦДУ ЕЭС России (РАО “ЕЭС России”), а архитектура системы учета электроэнергии (коммерческого и технического) превратится в подобие сложившейся схемы управления энергетикой. Однако, несмотря на то, что ЦДУ ЕЭС России осуществляло прием некоторой информации о получасовых приращениях электроэнергии в опытном режиме, крайне не желательно считать, что оно стало полноценным верхним уровнем иерархии АСКУЭ. И это произошло, прежде всего, из-за отсутствия интереса со стороны технологических подразделений ЦДУ ЕЭС России и РАО “ЕЭС России” к данным с высокой ДУ и к возможностям АСКУЭ по увеличению ДСИ по сравнению с действующим регламентом сбора отчетной информации по балансам электроэнергии.

Более того, данные уже введенных в промышленную эксплуатацию АСКУЭ не используются в качестве технических данных для решения производственных или статистических задач практически ни в одном АО-энерго или ОДУ. Это так же раз доказывает, что АСКУЭ должна являться главным образом коммерческой системой, а ее возможности оперативного сведения балансов электроэнергии – отдельная область применения, контролируемая диспетчерскими органами и органами управления энергохозяйством.

В действующем “Положении об организации коммерческого учета электроэнергии и мощности на оптовом рынке”, играющем так же роль некоторой концепции коммерческого учета на переходном этапе реструктуризации РАО “ЕЭС России”, предусмотрена следующая схема передачи коммерческой информации для вновь создаваемых АСКУЭ субъектов оптового рынка: счетчик – УСПД – Оператор торговой системы (ОТС) или АТС. При этом подразумевается принцип. возможность каскадного включения УСПД. Далее в этом документе констатируется, что все АСКУЭ субъектов рынка должныбыть на одном уровне иерархии АСКУЭ оптового рынка, высший уровень которой – Центр сбора и обработки информации ОТС (АТС).

Исходя из имеющегося опыта внедрения и эксплуатации автоматизированных систем учета, представляется возможным построение АСКУЭ оптового рынка по одному из следующих четырех вариантов субъектной архитектуры: Энергообъект – субъект рынка – АТС; Энергообъект – АТС; Энергообъект – субъект рынка – ОКУ – АТС; Энергообъект – ОКУ – АТС.

При этом под АТС понимается как Центр сбора коммерческой информации (ЦСКИ), расположенный в НП “АТС”, так и его региональные подразделения. Оптимальным вариантом является включение в состав НП “АТС” в качестве этих подразделений существующих Территориальных расчетно-диспетчерских центров (ТРДЦ) ОДУ.

Сбор информации от энергообъектов производится с помощью УСПД. Следует отметить, что в современных условиях субъект оптового рынка может иметь энергообъекты, расположенные на значительном расстоянии друг от друга (вплоть до их размещения в различных федеральных округах). Примером служит субъект ФОРЭМ – концерн “Росэнергоатом”, в который входят все генерирующие предприятия Минатома РФ.

Вопросы схемы сбора коммерческой информации от субъекта рынка (иерархии его автоматизированной системы учета, ее интегрирования с АСКУЭ оптового рынка) следует решать НП “АТС” на стадии выдачи технического задания на проектирование соответствующей АСКУЭ.

Существующий (и в так же большей степени – будущий) оптовый рынок электроэнергии в России характеризуется наличием большого количества Поставщиков и Покупателей, огромной территориальной протяженностью электрических сетей ЕЭС, отсутствием современной телекоммуникационной сети, охватывающей все энергообъекты на границах рынка, отсутствием правовой культуры рыночных отношений. Все это обусловливает значительные трудности при сборе и обработке информации от каждого энергообъекта (не говоря уже – от каждого счетчика) в едином центре, принадлежащем АТС. Поэтому из всех вариантов архитектуры предпочтительнее выглядят те, в которых присутствует ОКУ в качестве уполномоченной организации по сбору и обработке коммерческой информации для одного или нескольких субъектов рынка или в определенном регионе. Одними из главных задач ОКУ должны стать достоверизация коммерческих сальдо-перетоков электроэнергии (мощности) субъектов рынка, определяемых в соответствии с заключенными договорами, и вычисление коммерческих сальдо-перетоков в случае потери информации от счетчиков, входящих в основную зону учета субъекта рынка.

Учитывая вышесказанное, на оптовом рынке следует принять следующую трехуровневую субъектную архитектуру АСКУЭ:

Субъект рынка – ОКУ – НП “АТС”.

Техническая архитектура АСКУЭ имеет вид:

Измерительный канал (ТТ, ТН, счетчик) – УСПД -…

-…УСПД – Центр сбора информации ОКУ – Региональный центр сбора информации (подразделение НП “АТС”) – ЦСКИ НП “АТС”.
Соотношение моделей планирования и информационных моделей оптового рынка

Функционирование финансово-расчетной системы (ФРС) конкурентного рынка (на сутки вперед, балансирующего) базируется на двух главных процедурах: Планировании равновесных цен и пост * товарной продукции с помощью модели сети достаточно малой размерности, в которой может отсутствовать модель каждого отдельного элемента сети (линии, трансформатора); Фиксации фактических объемов товарной продукции с помощью измерительных комплексов средств коммерческого учета, установленных на реальных элементах сети в соответствии с заключенными договорами.

При этом возникает вопрос, как замеренное приборами количество электроэнергии в реальных точках учета (фактическая поставка) соотносится с запланированными объемами ее поставки, определенными с помощью эквивалентной математической модели и являющимися договорными величинами, при функционировании различных типов рынков, т.е. возможен ли адекватный контроль исполнения договоров средствами коммерческого учета.

Вышеназванная проблема может быть сформулирована по-разному в зависимости от принятых принципов моделирования (эквивалентирования).

6. В расчетную схему входят только узлы и ветви, соответствующие реальным элементам сети. Иными словами, при эквивалентировании просто отбрасываются “лишние” узлы и ветви и последние вместе с эквивалентируемой частью сети заменяются нагрузкой или генерацией в остающихся узлах примыкания.

По мнению некоторых специалистов, отраженному, например, в одном из вариантов “Модели оптового рынка переходного периода”, учет поставки электроэнергии должен происходить в узлах расчетной схемы. Согласно общепринятым принципам коммерческого учета (п.3.2.), наоборот, измерительные комплексы средств учета следует установить как можно ближе (электрически) к границам балансовой принадлежности Продавцов и Покупателей, которые в данном случае полностью или частично будут не совпадать с узлами расчетной схемы. получается, что измерять электроэнергию с целью проведения финансовых расчетов на спотовом рынке можно двояким образом. Вопрос лишь в том, какой из этих способов “более правильный”, т.к. система расчетов требует однозначности определения товарной продукции.

Представляется, что разрешение данного противоречия с технологической позиции находится прежде всего в плоскости юр. отношений. На на данный моментшний день, согласно аналитической статье 541 Гражданского кодекса, “количество поданной энергоснабжающей организацией и использованной абонентом энергии определяется в соответствии с данными учета о ее фактическом потреблении”, а оплата энергии “производится за фактическое принятое абонентом количество энергии в соответствии с данными учета энергии, если иное не предусмотрено законом, иными правовыми актами или соглашением сторон” (Статья 54 .

6.2. Если будет установлена однозначная норма, по которой зона поставки должна соответствовать границам балансовой принадлежности, а любой дорасчет поставленной продукции для финансовых расчетов в натуральном выражении с помощью каких-то алгоритмов будет запрещен, возможно использование двух путей: Либо принципы формирования существующей расчетной схемы необходимо изменить в сторону учета всех точек поставки участников рынка; Либо обеспечить максимальное соответствие заявок на поставку в узлах примыкания эквивалентной схемы планируемым сальдо-перетокам по границам балансовой принадлежности с учетом потерь электроэнергии в эквивалентируемой сети от узлов примыкания до этих границ, оговорив этот путь в технологических и коммерческих Правилах работы рынка. Отрицательной стороной рассмотренной ситуации является отсутствие наглядности и прозрачности перехода от заявок участников рынка к процедуре планирования пост * и определения узловых цен в эквивалентной модели сети.

При этом в обоих случаях измерительные комплексы средств учета размещаются на границах балансовой принадлежности участников рынка.

6.2. Если будет установлено, что зону поставки можно перенести в узлы примыкания эквивалентной схемы (узлы, где рассчитываются плановые диспетчерские графики) с тем или иным способом оплаты потерь в сети от данных узлов до границ балансовой принадлежности участников рынка, то расчеты должны производиться по данным измерительных комплексов средств учета на физ. элементах сети, присоединенных к узлам примыкания.

Для контроля правильности используемой математической модели АТС должен получать информацию и о сальдо-перетоках на границах балансовой принадлежности Продавцов и Покупателей. Точно так же любой участник рынка заинтересован в контроле поставки продукции на своих границах и сопоставлении ее с расчетом поставки в узлах примыкания расчетной эквивалентной схемы. Поэтому на границах балансовой принадлежности следует установить измерительные комплексы, которые по своим функциям являются техническими, но предъявить к ним требования по точности, соответствующие требованиям коммерческого учета.

6. В расчетную схему сети в область примыкания к эквивалентным узлам входят эквивалентные ветви и узлы, не имеющие физ. аналогов.

Здесь возможно размещение измерительных комплексов средств коммерческого учета только на границах балансовой принадлежности участника рынка (случай расстановки измерительных комплексов на реальных линиях в зоне эквивалентирования и попытки осуществления с их помощью фиксации товарной продукции, отображающей сальдо-переток электроэнергии эквивалентного узла, не анализируется как абсолютно неприемлемый для участников рынка из-за своей сложности и неадекватности).

данный вариант предполагает для расчетов за товарную продукцию наличие измерительных комплексов коммерческого учета только на границах балансовой принадлежности Продавцов и Покупателей, т.е. традиционную схему учета.

В рассматриваемом варианте процедура планирования пост * и определения равновесных узловых цен не привязана к существующей схеме сети, а контроль выполнения диспетчерских графиков (договорных величин) и финансовые расчеты ведутся по косвенным измерениям. Налицо информационная неопределенность управления, которая индивидуальна для каждого участника и изменяется при каждом изменении установившегося режима энергосистемы. Кроме того неясно, каким образом организовать контроль качества электроэнергии в точках поставки и планировать мероприятия по его повышению.

Учитывая вышесказанное и коммерческие интересы участников рынка, Вариант 6. следует признать неприемлемым.

Проведенный анализ соотношения расчетных и информационных моделей рынка позволяет сделать следующие выводы: Модели электрической сети, в которых содержатся эквивалентные узлы и ветви, не имеющие физ. аналогов, неприемлемы из-за сложной и неподдающейся точной упорядоченности связи м. планируемыми и контролируемыми приборами учета договорными параметрами режима участников рынка; С позиции коммерческой наблюдаемости рыночного технологического пространства необходимо, чтобы модель содержала только узлы и ветви, соответствующие реальным элементам сети. Наилучшим вариантом является отражение в модели точек примыкания для элементов сети, входящих в сечения поставки всех участников рынка; Если в расчетной схеме границы балансовой принадлежности не совпадают с эквивалентными узлами примыкания, но все элементы этой схемы соответствуют реальным элементам сети, адекватное отражение пост * продукции только средствами учета невозможно. Требуется дорасчет необходимых величин по алгоритмам, различающимся в зависимости от того, будет ли законодательно разрешено или нет переносить точки поставки за границы балансовой принадлежности. В случае переноса точек поставки в эквивалентные узлы примыкания потребуется организовать две системы учета: в зоне поставки и по границам балансовой принадлежности.
Схемы расстановки приборов коммерческого учета.

Структурное качество системы учета

Во всех документах, регламентирующих организацию коммерческого учета на оптовом рынке, которые были выпущены ранее ЦДУ ЕЭС России (“Временное положение об организации коммерческого учета электроэнергии и мощности на Федеральном оптовом рынке электроэнергии”) и ЗАО “ЦДР ФОРЭМ” (“Положение об организации коммерческого учета электроэнергии и мощности на оптовом рынке”), вопросам структуры размещения приборов учета уделялось недостаточное внимание. Главным и единственным требованием к размещению счетчиков провозглашалась по сути их установка на обоих концах линий “обмена электроэнергией и мощностью”.

Приведенная в Разделе 2 Концепции терминология позволяет однозначно описать любую схему размещения коммерческих СУ и охарактеризовать ее с позиции действующих нормативных документов.

В частности, в этих терминах требования по расстановке комплексов СУ будут звучать следующим образом: сечения поставки и учета для субъектов рынка должны совпадать, а на каждую зону поставки необходимо предусматривать две зоны учета по обе стороны зоны поставки.

Это означает, что смежные субъекты рынка (имеющие общие границы балансовой принадлежности) должны установить измерительные комплексы средств коммерческого учета на всех присоединениях граничных сетевых элементов к “своим” подстанциям.

В договорах на оптовом рынке для каждого граничного сетевого элемента необходимо указать, какой измерительный комплекс средств коммерческого учета является основным, а какой – резервным, т.е. определить основную и резервные зоны учета субъекта рынка.

Коммерческий переток электроэнергии (с учетом потерь) в зоне поставки получается расчетным путем при распределении потерь в сечении учета (поставки) пропорционально электрической удаленности зон учета от зоны поставки. Определение коммерческого перетока электроэнергии в точке поставки, электрически удаленной от точки учета, возможно с использованием специальных счетчиков, измеряющих электроэнергию с учетом потерь, при условии внесения этих приборов в Государственный реестр средств измерений.

Необходимость проведения финансовых расчетов на основании действительных коммерческих перетоков и алгоритм их расчетов определяется в договорах на оптовом рынке.

На практике при поэтапной реализации АСКУЭ возможны ситуации, когда сечения поставки и учета могут не совпадать, а субъект оптового рынка может иметь только одну зону учета (ближнюю, дальнюю или смешанную).

При проектировании АСКУЭ целесообразно ориентироваться на некоторый эталонный вариант схемы размещения измерительных комплексов средств учета и определять критерии близости реальной схемы размещения к “идеальной”, т.е. критерии структурного качества АСКУЭ.

В настоящее время для количественной характеристики АСКУЭ используется только один параметр – общее число точек учета. но этот параметр не дает представления о структурном качестве системы и о степени охвата автоматизированным учетом сечения поставки. Для сравнения разных систем автоматизированного учета (как и любых других автоматизированных систем) необходимо разработать ряд показателей, учитывающих схемные особенности реальных электрических сетей.

Нередки случаи, когда для части элементов сети в сечении поставки учет выполняется косвенным. Это характерно для транзитов 110-220 кВ с подстанциями, выполненными по схеме “мостика”, или в случае установки счетчиков на присоединениях автотрансформаторов (АТ) для коммерческого учета перетоков электроэнергии по отходящим от распредустройства ВЛ. С другой стороны, некоторые элементы сети в сечении поставки на разных этапах внедрения АСКУЭ по тем или иным причинам могут не контролироваться автоматизированным учетом (ни прямым, ни косвенным).

Часто в сечение поставки входят элементы сети напряжением 10-6-0.4 кВ. Такие элементы достаточно контролировать только с одной стороны зоны поставки. Наилучшим решением является исключение их из сечения поставки путем реконструкции схем электроснабжения соответствующих потребителей или изменения с ними договорных отношений.

Если сечение учета проходит по элементам сети 10-6-0.4 кВ, к граничным подстанциям (распредустройствам) на концах которых не присоединены элементы сети сечения поставки более высоких классов напряжений, то оперативная автоматизированный учет по этим элементам экономически нецелесообразен. Здесь требуется установка счетчиков с хранением профиля нагрузки и периодическим (до одного раза в месяц) съемом с них информации при помощи переносного персонального компьютера силами ОКУ. Данную информацию необходимо вносить в единую базу данных АСКУЭ.

С позиции минимизации погрешностей коммерческого учета и оптимизации формирования базы данных (например, при переходе присоединения ВЛ на обходной выключатель (ОВ) для схем первичных соединений с обходной системой шин) наилучшим вариантом во всех случаях является подключение токовых цепей счетчиков к ТТ, вынесенным “в линию” (установленным до разветвления элемента сети в распредустройстве). в данном случае количество точек учета в ближнем сечении учета для каждого субъекта ФОРЭМ будет равно количеству точек поставки, а количество точек учета в целом по ОЭС – вдвое превышать количество точек поставки.

Вынос точки учета в линию – мероприятие высокозатратное и не актуальное при использовании ТТ для других целей (релейная защита, автоматика). Поэтому указанное мероприятие в интересах коммерческого учета надо проводить только на транзитах с отпаечными подстанциями или подстанциями, выполненными по схеме мостика, где вместо нескольких точек косвенного учета получают одну точку прямого учета или одну точку косвенного учета. В общем случае количество точек косвенного учета для контроля элементов сети из сечения поставки может как превышать, так и быть меньше количества точек поставки (например, в случае косвенного учета перетоков электроэнергии по нескольким ВЛ, отходящим от ОРУ, с помощью приборов учета, расположенных на присоединениях трансформаторов к этому ОРУ).

Одной из главных проблем коммерческой информатизации АТС является расчет объема товарной продукции в случае неправильных показаний отдельных приборов учета или в случае невозможности получения данным по каким-то измерительным каналам. В первом из этих случаев необходима достоверизация показаний приборов учета, которая легче всего выполняется известными методами составления балансов. Для реализации “балансового” метода необходима установка измерительных комплексов средств учета на всех элементах сети, отходящих от шин, к которым присоединяется элемент сети, входящий в сечение поставки. При этом к таким комплексам должны предъявляться требования, как к средствам технического учета. Возможно так же составление баланса по трансформатору, линии и т.д.

Схема расстановки измерительных комплексов средств коммерческого учета (основная зона учета) должна полностью совпадать со схемой расстановки датчиков телеизмерений мгновенных параметров товарной продукции или характеристик услуг. На на данный моментшний день это означает, что датчики мощности оперативно-информационных комплексов (ОИК) следует подключать к тем же ТТ, что и приборы коммерческого учета активной мощности.

Данное требование обусловлено необходимостью адекватного отображения договорных параметров режима (сальдо-перетоков мощности Покупателей, рабочей мощности Поставщиков оптового рынка в контрольные часы суток; сальдо-перетоков электроэнергии) средствами диспетчерского технологического управления. Иными словами, диспетчеру любого уровня необходимо принимать решения по выполнению и корректировке диспетчерского графика (ДГ), основываясь на данных оперативно-информационных комплексов (ОИК), которые соответствуют “текущему” выполнению договорных обязательств Поставщиками и Покупателями ФОРЭМ по движению товарной продукции и при этом “узаконены” действующими нормативными документами и (или) договорами.
Вид и объем передаваемой информации

Требования к системе сбора информации.

АСКУЭ оптового рынка должна предоставлять соответствующим подразделениям НП “АТС” информацию о договорных параметрах режима, отражающих поставку (покупку) товарной продукции всех субъектов рынка, в сроки, необходимые для проведения финансовых расчетов, а так же (при возникновении соответствующих рынков) отчетные коммерческие параметры режима, характеризующие предоставление оплачиваемых дополнительных системных услуг и качество электроэнергии.

Согласно существующим правилам работы ФОРЭМ, при современном состоянии фиксации отклонений фактических значений среднечасовых мощностей от договорных величин и диспетчерского графика для организации финансовых расчетов АСКУЭ оптового рынка должна обеспечить: ДСИ - 1 раз в сутки (до 12 часов рабочего дня, следующего за расчетными сутками) при расчетах по двухставочному тарифу, 1 раз в месяц (до 7 числа месяца, следующего за отчетным) при расчетах по одноставочному тарифу и одноставочному, дифференцированному по зонам суток тарифу; ДУ = 1 час.

При введении конкурентного (спотового) рынка: ДСИ должна составлять 1 раз в сутки (до 20 часов суток, следующих за отчетными сутками, т.е. суток “Х+1”); ДУ=1 час.

Как следует из вышесказанного, в любых возможных моделях рынков товарной продукции и услуг ДУ по требованиям коммерческих расчетов должна составлять 1 час.

Регламентируемые различными нормативными документами РАО “ЕЭС России” и ЗАО “ЦДР ФОРЭМ” ДУ, равные 30, 15, 5 и менее мин., с позиции АТС ничем не обоснованы и вызваны ошибочным стремлением превратить АСКУЭ в средство оперативного контроля режимов субъектов оптового рынка для целей оперативно-диспетчерского управления.

Учитывая повсеместную практику сбора и передачи 30-минутных приращений энергии в проектируемых и эксплуатируемых АСКУЭ субъектов ФОРЭМ, в ЦСКИ НП “АТС” и региональных центрах сбора информации следует принять как ДУ= 1 час, так и ДУ=30 мин.

Исходя из требований ФРС ЦСКИ АТС необходимо получать не только агрегированную информацию о сальдо-перетоках электроэнергии по границам балансовой принадлежности субъектов рынка, но и показания отдельных счетчиков, контролирующих сечения учета (без показаний счетчиков технического учета, установленных для составления контрольных балансов).

Базы данных региональных ЦСКИ и ЦСКИ НП “АТС” должны обеспечивать бессрочное хранение коммерческой информации. В микроциклорных счетчиках и УСПД энергообъектов коммерческая информация должна сохраняться в течение времени, определяемого субъектом рынка, но не менее 35 суток.

Система сбора информации оптового рынка должна иметь следующие характеристики: основной протокол передачи информации транспортного уровня - TCP/IP. базовой протокол верхнего уровня согласуется на начальной стадии проектирования системы; форматы сообщений и протоколов взаимодействия определяются на начальной стадии проектирования системы; основной режим работы - ON-LINE; принцип. возможность работы с коммутируемыми и некоммутируемыми устройствами; операционные системы Windows / Unix; технология “клиент-сервер”; каждый “компьютер” в иерархии может быть клиентом, сервером или тем и другим одновременно; использование сетей Internet и Intranet; многосеансная обработка данных; наличие планировщика отправки данных по инициативе клиентской части; наличие планировщика отправки данных и административных запросов по инициативе серверной части; синхронизация времени в сети; согласованный формат передачи межуровневой информации, в том числе и универсальной (вплоть до передачи файлов); формат сообщения и протоколов взаимодействия должен определяться на начальных стадиях проектирования системы; обеспечение надежности передачи сообщений; кодирование методом CRC-32; обеспечение шифрования передаваемой информации; фильтрация “чужих” пакетов; самотестирование программного обеспечения с целью выявления искажений; автоматическое обновление программного обеспечения; обеспечение работы с различными источниками первичной информации существующих систем АСКУЭ нижнего уровня (в форме отдельных модулей); обеспечение работы с неосновными протоколами передачи данных (E-mail, FTP); автоматическая начальная регистрация (“логирование”) со стороны клиентской части, и по инициативе серверной части (по происшествию, по времени и т.п.); система ограничения доступа к сети сбора информации; использование электронного ключа на клиентской и серверной части; система администрирования сети сбора данных, в том числе дистанционно; протоколирование всей отправляемой и получаемой информации; протоколирование административных действий; средства анализа трафика, журнала событий и мониторинг сети; средства маршрутизации сообщений (транзит сообщений); автоматический переход на резервные каналы и альтернативные внешние протоколы; контроль живучести системы (на серверной и клиентской частях) – использование устройств типа Watch Dog; периодический административный контроль сети.
Требования к техническим характеристикам измерительных комплексов средств коммерческого учета

Конкретные требования к аппаратуре, приведенные в данном Разделе, распространяются на вновь устанавливаемые и модернизируемые средства коммерческого учета, входящие в состав АСКУЭ субъектов рынка, принимаемых или уже принятых в промышленную эксплуатацию.

ТТ и ТН

Общие технические требования к ТТ и ТН, как к датчикам тока и напряжения в цепях коммерческого учета должны, быть отражены в соответствующих ГОСТах.

В АСКУЭ оптового рынка следует применять только ТТ, измерительные обмотки которых специально предназначены для подключения приборов коммерческого учета, классов точности не ниже 0.2S, 0.5S.

В АСКУЭ оптового рынка должны использоваться самые современные первичные датчики, отличающиеся мизерными величинами и стабильностью базовой и дополнительной погрешности в широком диапазоне влияющих величин. Необходимо стремиться к освоению датчиков с цифровым выходом.

Сочетание классов точности ТТ, ТН и счетчиков должны соответствовать требованиям РД 153-34.0-11.209-99 (см. Раздел , а так же документу к “Сертификату об утверждении типа средств измерений” (RU.C.34.004.A) “Автоматизированные системы коммерческого учета электроэнергии АСКУЭ-С. Описание типа средств измерений для государственного реестра”.

Приборы коммерческого учета

В АСКУЭ оптового рынка необходимо применять трехфазные трехэлементные микроциклорные счетчики электрической энергии, соответствующие, в основном, требованиям, изложенным в Приложении 1 к “Положению об организации коммерческого учета электроэнергии и мощности на оптовом рынке”. Данные требования следует внести в ГОСТ 30206-94, ГОСТ 30207-94, существенно переработав их с учетом опыта разработки и эксплуатации систем коммерческого учета.

Классы точности счетчиков должны выбираться из условия обеспечения нормируемой погрешности измерений всего измерительного канала (п.9.1., Раздел , но быть не ниже 0.5S.

В стандарты необходимо внести положение, регламентирующее типы интерфейса счетчика – RS-485, RS-232, ИРПС, а так же протоколы обмена данными с УСПД.

Принимая во внимание изложенное в Разделе 7, для полного устранения коммерческой неопределенности управления в качестве приборов учета следует стремиться применять преобразователи, по принципу своего действия превращающие входные сигналы тока и напряжения в мгновенные значения активной мощности, которые, с одной стороны, передаются в ОИК, а с другой стороны, интегрируются, образуя величину приращения активной энергии как в обычном счетчике. Такие измерения мощности и энергии назовем эквивалентными. Приборы, реализующие эквивалентные измерения, в частности, выпускаются фирмой “Электромеханика” (г. Воронеж). Это измерительные цифровые преобразователи (ИПЦ) серии 6806, зарегистрированные в государственном реестре средств измерений и имеющие класс точности 0.5 по каналам измерений активной мощности и энергии. Опыт внедрения ИПЦ 6806, полученный ИЦ “Энергосервис” (г. Архангельск), показал их пригодность для решения широкого круга задач автоматизации энергетических объектов.

УСПД

Необходимо разработать требования к УСПД, взяв за основу “Положение об организации коммерческого учета электроэнергии и мощности на оптовом рынке”. Эти требования следует изложить либо в отдельном государственном стандарте, либо в ГОСТе на АСКУЭ, который планирует выпустить Госстандарт РФ.

Цепи тока и напряжения от ТТ и ТН до приборов учета или цифровых преобразователей

Требования к этим цепям надо изложить либо в ГОСТе на АСКУЭ, либо в документе, зарегистрированном в Минюсте РФ, взяв за основу положения действующих ПУЭ и РД 34.09.101-94.

Телекоммуникационная сеть м. УСПД субъектов рынка, ЦСКИ ОКУ и ЦСКИ АТС

Требование к телекоммуникационной сети должныбыть изложены НП “АТС” в техническом задании на разработку проекта АСКУЭ оптового рынка.

ЦСКИ АТС

Требование к ЦСКИ АТС должныбыть изложены НП “АТС” в техническом задании на проектирование АСКУЭ оптового рынка.
1 Требования к метрологическому обеспечению коммерческого учета

1 Метрологическое обеспечение коммерческого учета электроэнергии должно основываться на системе нормативных документов, имеющих юридический статус не ниже межведомственных актов с регистрацией в Минюсте РФ (см. Раздел 4, п.4.2.).

1 В цикле выполнения коммерческих измерений товарной продукции и услуг на оптовом рынке необходимо обеспечить над ними в полном объеме государственный контроль и надзор в соответствии с действующим законодательством.

10.3 Во исполнения закона “Об обеспечении единства измерений” для каждой системы коммерческого учета (включая АСКУЭ) субъектов рынка и для АСКУЭ оптового рынка в целом следует разработать свою Методику выполнения измерений (МВИ) и аттестовать ее в установленном порядке. При этом в МВИ приводится либо значение предела допускаемой относительной погрешности измерительной системы, либо дается формула, по которой вычисляется эта погрешность.

В соответствующих нормативных документах надо ввести положение о том, что ввод АСКУЭ в промышленную эксплуатацию может быть осуществлен только при предъявлении аттестованной МВИ.

1 Необходимо продолжить исследования в области нормирования погрешностей измерения электроэнергии для систем коммерческого учета в целом (для всей группы измерительных каналов), по проблемам обеспечения требуемой точности измерений электроэнергии в системах коммерческого учета, по проблемам поверки ТТ и ТН в эксплуатации.
1 Этапы создания АСКУЭ оптового рынка

1 В настоящее время ряд субъектов оптового рынка имеют принятые в промышленную эксплуатацию АСКУЭ ФОРЭМ. Эти системы с позиции “Основных направлений” имеют следующие особенности: Их измерительные комплексы средств учета контролируют зоны поставки, образовавшиеся при приватизации энергетики в начале 90-х гг. Преобразования ДЗО РАО “ЕЭС России” приведут к возникновению новых субъектов оптового рынка и к необходимости оснащения автоматизированным учетом новых зон поставки; АСКУЭ АО-энерго, станций РАО “ЕЭС России” и ряда энергоемких потребителей (внедренных до 2001 г.) выполнены в соответствии с техническими условиями, изложенными в разрозненных нормативных документах ведомственного и корпоративного уровня; Благодаря усилиям ЗАО “ЦДР ФОРЭМ”, начиная с 2001 г. АСКУЭ энергоемких потребителей разрабатываются и внедряются по единым техническим условиям, изложенным в утвержденном РАО “ЕЭС России” “Положении об организации коммерческого учета электроэнергии и мощности на оптовом рынке”; До выхода вышеупомянутого “Положения” АСКУЭ АЭС разрабатывались в соответствии с техническими требованиями, которые были сформулированы в нормативных документах Минэнерго РФ и РАО “ЕЭС России”, а так же в соответствии с условиями, выдвигаемыми АО-энерго, на чьих территориях располагаются атомные станции. На на данный моментшний день после подписания ЗАО “ЦДР ФОРЭМ” и ГП Концерн “Росэнергоатом” “Соглашения о сотрудничестве по вопросам создания и эксплуатации автоматизированных систем коммерческого учета электроэнергии и мощности (АСКУЭ)” от 19.05.01 технические условия на разработку автоматизированных систем учета АЭС выдаются в полном соответствии с “Положением”; Все вышеназванные АСКУЭ субъектов рынка функционируют в составе региональных АСКУЭ, имеющих архитектуру субъект ФОРЭМ – АО-энерго – ОДУ; из всех введенных в промышленную эксплуатацию АСКУЭ субъектов ФОРЭМ только единицы используются для формирования существующей отчетности на оптовом рынке. Практически везде основным применением АСКУЭ стали задачи статистики, неоперативного анализа балансов, достоверизации телеизмерений мощности и т.д. для подавляющего большинства АСКУЭ не разработаны МВИ, нигде не проведена оценка погрешности измерения энергии в целом для субъекта рынка.

1 Учитывая темпы преобразований в энергетике и положение дел с вводом и эксплуатацией АСКУЭ субъектов рынка и ОЭС, при создании АСКУЭ оптового рынка НП “АТС” следует исходить из необходимости параллельного проведения таких организационных и технических мероприятий, как: нормотворческая деятельность (Раздел ; создание института ОКУ; создание региональных центров сбора коммерческой информации, как региональных подразделений НП “АТС”; разработка проекта АСКУЭ оптового рынка. Генеральный проектировщик должен определиться в результате проведения тендера; поэтапная реализация проекта, начиная с уровней ОКУ, ЦСКИ НП “АТС”, региональных центров сбора коммерческой информации; прием в промышленную эксплуатацию АСКУЭ субъектов ФОРЭМ; выдача технических условий и согласование проектов АСКУЭ субъектов рынка; эксплуатация ЦСКИ НП “АТС” и региональных центров сбора коммерческой информации; внедрение данных АСКУЭ во все официальные формы коммерческой отчетности технологических подразделений НП “АТС”; отладка взаимодействия подразделений НП “АТС” по использованию данных АСКУЭ в финансовых расчетах.

1 Создание и внедрение автоматизированных систем учета различных групп субъектов рынка имеет ряд особенностей, которые следует учитывать при разработке АСКУЭ оптового рынка.

11. Тепловые и гидравлические станции, объединенные в Генерирующие компании (ГК).

Зоны поставки отдельных станций не изменятся в цикле реструктуризации, поэтому останется без изменений и архитектура их АСКУЭ. При введении платы за оказание системных услуг, таких как участие в регулировании частоты и активной мощности, участие в рынке резервов активной мощности, в рынке регулирования уровней напряжения и реактивной мощности, в рынке реализации управляющих воздействий противоаварийной автоматики (разгрузка турбин, отключение генераторов), в состав измерительных органов АСКУЭ будут введены соответствующие изменения.

Для решения задачи достоверизации информации коммерческого учета отдельных станций эту информацию необходимо передать региональному ОКУ (в случае отсутствия ОКУ функция определения достоверности полученной информации ложится на АТС).

Вопросы сбора информации от отдельных станций в Центре сбора информации ГК является внутренним делом компании, т.к. коммерческой информацией являются только данные АСКУЭ каждой станции, полученные региональным ОКУ или непосредственно АТС.

11. АЭС, объединенные в ГП “Российский государственный концерн по производству электрической и тепловой энергии на атомных станциях” (Концерн “Росэнергоатом”).

Особенности аналогичны особенностям АСКУЭ ГК тепловых и гидравлических электростанций, за исключением, как предполагается, неучастия в рынке системных услуг.

Информация, получаемая в Центре сбора информации Концерна, не является коммерческой.

11. АО-энерго в существующих границах балансовой принадлежности.

В настоящее время являются Покупателями или Поставщиками ФОРЭМ. Относятся к территориально распределенным объектам. В случае задержки реструктуризации АО-энерго их АСКУЭ ФОРЭМ должныбыть интегрированы в АСКУЭ оптового рынка. Необходимо организовать передачу информации от “Центральных станций” АО-энерго (считая их УСПД, по терминологии “Положения”) на ЦСКИ ОКУ или ЦСКИ НП “АТС”.

Информацию, передающуюся в настоящее время от “Центральных станций” АО-энерго в ОДУ следует считать технической.

При реформировании и выделении из них ГК и сетевых компаний появятся новые субъекты оптового рынка со своими зонами поставки. В настоящее время достаточно уверенно можно предсказать лишь появление зон учета, контролирующих: зоны поставки тепловых электростанций мощностью 50 МВт и более, а так же генерирующие источники этик станций; зоны поставки региональных сетевых компаний со стороны Федеральной сетевой компании (ФСК).

11. Энергоемкие организации – потребители.

Зоны поставки этих субъектов рынка не зависят от цикла реформирования РАО “ЕЭС России”.

Общие технические требования к АСКУЭ энергоемких организаций – потребителей определены в “Порядке вывода на федеральный (общероссийский) оптовый рынок электрической энергии (мощности) энергоемких организаций – потребителей” (утвержден Постановлением ФЭК от 11.09.00 № 47/ .

Информация АСКУЭ должна передаваться ОКУ или НП “АТС”. Если энергоемкая организация – потребитель состоит из нескольких территориально обособленных энергообъектов, ОКУ может получать данные как из центрального УСПД потребителя, так и из его УСПД, расположенных на энергообъектах. В обоих случаях информация будет коммерческой.

11. Оптовые покупатели – энергоснабжающие организации (“оптовые покупатели – перепродавцы”).

Большая часть границ балансовой принадлежности региональных энергоснабжающих компаний (за исключением границ АО-энерго с ФСК) в настоящее время не определены. Известны зоны поставки некоторых “оптовых покупателей – перепродавцов”.

11. Независимые сетевые компании (НСК).

На конкурентном рынке предполагается оплата НСК за сверхнормативные потери в своих сетях. Измерения электроэнергии на границах их балансовой принадлежности следует считать коммерческими.

11. ФСК.

На на данный моментшний день границы балансовой принадлежности ФСК практически определены, но не утверждены официально.

Хотя ФСК не входит в число Поставщиков или Покупателей электроэнергии (мощности), точки учета на границах ее балансовой принадлежности принадлежат основным и резервным зонам учета смежных субъектов оптового рынка. Кроме того предполагается, что ФСК на конкурентном рынке будет оплачивать сверхнормативные потери в своих сетях. Исходя из этого, информация, принимаемая от этих точек учета, должна иметь статус коммерческой и собираться, по возможности, на УСПД субъектов рынка. Допустимо передавать ее на ЦСКИ ОКУ или ЦСКИ АТС.

измерения электроэнергии на границах балансовой принадлежности ФСК являются коммерческими со всеми вытекающими отсюда требованиями к их сбору и обработке. Эти требования АТС должен предъявить ФСК при разработке сетевой компанией автоматизированной системы контроля и учета электроэнергии. Измерительные комплексы средств учета ФСК, входящие в зоны учета Поставщиков и Покупателей, будут обслуживаться или контролироваться ОКУ (при его позиционировании на оптовом рынке).

1 Из изложенного в настоящем разделе следует, что АСКУЭ оптового рынка необходимо начинать строить “сверху вниз”, т.е. в первую очередь ввести в эксплуатацию верхний уровень архитектуры автоматизированной системы – ЦСКИ НП “АТС”. При этом следует исходить из того, что главным признаком функционирующей автоматизированной системы коммерческого учета служит наличие базы данных (в ее понимании с позиции современных информационных технологий). Введя в эксплуатацию базу данных ЦСКИ НП “АТС”, нужно сразу приступить к ее “наполнению” коммерческой информацией Поставщиков и Покупателей с помощью всех имеющихся к этому моменту средств передачи данных: телефонных и радиоканалов, Интернета, электронной почты.

Параллельно разработке верхнего уровня АСКУЭ должно вестись создание АСКУЭ Поставщиков, Покупателей, ОКУ и сети передачи информации в соответствии с “Основными направлениями” и утвержденным НП “АТС” проектом АСКУЭ оптового рынка.
1 Требования к порядку операций с коммерческой информацие

1 Для проведения финансовых расчетов в ФРС к 20 часам текущих суток представляется прошедшая контроль достоверности в региональных центрах агрегированная информация о 24 часовых значениях сальдо-перетоков электроэнергии по границам балансовой принадлежности всех субъектов рынка.

1 Если в срок, определенный специальным Регламентом сбора коммерческой информации, субъект рынка не смог представить ОКУ полностью или частично данные по основным точкам учета (определенным действующим договором на рынке), то ОКУ: в случае, если он смог получить достаточно информации для замены недостающих данных на другие, предусмотренные алгоритмами достоверизации, направляет их в региональный центр с соответствующим статусом, стандартизированным форматом передачи сообщений; в случае, если информации, имеющейся в его распоряжении, недостаточно для замены недостающих данных на “резервные”, отправляет “пустое” сообщение с необходимым статусом.

1 Региональные центры сбора информации производят: достоверизацию всех поступающих от ОКУ данных посредством составления системы региональных балансов и привлечения по возможности данных оперативно-информационных комплексов (ОИК) СО; замещение недостающих или недостоверных данных отдельных измерительных комплексов средств коммерческого учета на “резервные”, предусмотренные алгоритмами достоверизации и договорными отношениями. Такая информация хранится в базе данных с соответствующим статусом; передачу агрегированных (часовые приращения сальдо-перетоков электроэнергии по границам балансовой принадлежности субъектов рынка) и неагрегированных (часовые приращения электроэнергии по каждой точке учета) данных в ЦСКИ НП “АТС”. Среди передаваемой информации не может быть “пустых” сообщений. Достоверная информация, полученная от основных точек учета, предусмотренных договорными отношениями, информация от резервных точек учета или информация, замещающая их и полученная на основании алгоритмов достоверизации сопровождается необходимыми статусами, которые регламентируются стандартом передачи сообщений.

1 При появлении возможности получения достоверной информации по основным точкам учета в регламентном режиме сбора, ОКУ достоверизует ее с помощью имеющихся средств и передает в региональный центр сбора. Последний так же проводит достоверизацию этой информации и отправляет ее в ЦСКИ НП “АТС” с соответствующим статусом.

1 На конкурентном оптовом рынке и на всех этапах переходного периода сохраняется окончательный расчетный период, равный одному календарному месяцу.

До 5 числа месяца, следующего за отчетным месяцем, все ОКУ (субъекты рынка) представляют в региональные центры сбора информации Сводные акты перетоков, оформленные подписями субъекта рынка и ОКУ.

Данные Сводные акты являются официальными документами, устанавливающими окончательные объемы товарооборота на оптовом рынке. По данным Сводных актов в случае необходимости субъектам рынка выписываются корректирующие счета.

Региональные центры сбора информации проверяют полученные Сводные акты, оформляют их своими подписями и направляют в НП “АТС”. При этом они приводят свои базы данных в соответствие со Сводными актами и передают соответствующие сообщения в НП “АТС”.
1 Требования к составлению материальных балансов оптового рынка

1 НП “АТС” составляет балансы товарооборота электроэнергии с разбивкой по субъектам и по оптовому рынку в целом: ежедневно за прошедшие сутки и по каждому часу прошедших суток (24 значения) – на основании информации, полученной от региональных центров; ежедневно нарастающим итогом с начала месяца по прошедшие сутки; ежемесячно до 7 числа месяца, следующего за отчетным, - на основании Сводных актов (п.12.5.).

1 Региональные центры сбора информации составляют балансы товарооборота электроэнергии по каждому субъекту рынка, расположенному в зоне их ответственности, и в целом по зоне: ежедневно за прошедшие сутки и по каждому часу прошедших суток – на основании информации, полученной от ОКУ и от других источников (например, ОИК подразделений СО); ежедневно нарастающим итогом с начала месяца по прошедшие сутки; ежемесячно до 7 числа месяца, следующего за отчетным, - на основании Сводных актов (п.12.5.), получаемых от ОКУ.

1 ОКУ составляет балансы товарооборота электроэнергии по каждому субъекту рынка, с которым у него имеются соответствующие договорные отношения: ежедневно за прошедшие сутки и по каждому часу прошедших суток – на основании данных системы учета (АСКУЭ) этого субъекта; ежедневно нарастающим итогом с начала месяца по прошедшие сутки; ежемесячно до 5 числа месяца, следующего за отчетным, по подготавливаемому им Сводному акту.

Примечание. В случае невозможности получения данных по каким-либо основным точкам коммерческого учета субъекта рынка в регламентные сроки ОКУ замещает их данными резервных точек учета, предусмотренных договорными отношениями и находящихся в его зоне ответственности. В противном случае он передает в региональный центр сбора информации “пустые” сообщения с необходимым статусом.
1 Организация сбора коммерческой информации на первом

этапе переходного периода

1 Первый этап переходного периода к конкурентному рынку (начало проведения торгов) будет характеризоваться следующими особенностями: все субъекты рынка являются субъектами ФОРЭМ; сохраняется сущ- щее положение с системами учета субъектов рынка; сохраняется существующая иерархия АСКУЭ – субъект ФОРЭМ – АО-энерго – ОДУ (ТРДЦ); в НП “АТС” отсутствует ЦСКИ, рассчитанный на решение задач целевой модели рынка.

1 Учитывая вышесказанное, система сбора коммерческой информации первого этапа должна быть создана на принципе передаче электронных сообщений (“макетов”) о часовых значениях сальдо-перетоков электроэнергии установленной формы от субъектов оптового рынка во вновь образованные региональные центры в составе НП “АТС” или ТРДЦ ОДУ, откуда эти сообщения после проверки поступят в НП “АТС”.

В НП “АТС” создается временный ЦСКИ, принимающий и обрабатывающий данные в виде “макетов”. Параллельно эксплуатации временного ЦСКИ разрабатывается и внедряется ЦСКИ целевой модели рынка в составе интегрированного комплекса информационно-технологической инфраструктуры НП “АТС”.

1 Информация о часовых значениях сальдо-перетоков электроэнергии для проведения финансовых расчетов образуется: у субъектов рынка, имеющих сданные в промышленную эксплуатацию АСКУЭ, - по данным АСКУЭ; у других субъектов рынка – по данным счетчиков электрической энергии с хранением профиля нагрузки, а так же по данным ОИК и счетчиков электрической энергии без возможности хранения профиля нагрузки, но с ежедневным визуальным съемом показаний в 00 час. 00 мин.

1 Порядок сбора коммерческой информации на первом этапе переходного периода, в том числе и помощью ОИК, и порядок предоставления ее в ФРС должныбыть регламентированы специальным документом, утвержденным Наблюдательным советом НП “АТС”.
1 Требования к способам достоверизации коммерческой информации

1 В целях выявления ошибочных показаний измерительных комплексов средств коммерческого учета и контроля их погрешностей субъекты рынка, ОКУ и региональные центры сбора информации должны производить достоверизацию получаемых данных не реже одного раза в сутки.

Достоверизация выполняется известными методами составления балансов по алгоритмам, согласованным НП “АТС” на стадии выполнения проекта АСКУЭ.

Для реализации “балансового” метода необходима установка измерительных комплексов средств учета на всех элементах сети, отходящих от шин, к которым присоединяется элемент сети, входящий в сечение поставки. При этом к таким комплексам должны предъявляться требования, как к средствам технического учета. Возможно так же составление баланса по трансформатору, линии и т.д.

1 Для оперативного определения объема товарной продукции при невозможности получения данных по одному или нескольким измерительным комплексам средств коммерческого учета, определенным действующими договорами, необходимо производить замещение этих данных либо информацией, взятой от резервных измерительных комплексов (указанных так же в действующих договорах), либо иной информацией (по косвенным измерениям, с помощью телеизмерений мощности и т. д.).

Замещение данных осуществляется: ОКУ, если в договоре на оптовом рынке предусмотрена принцип. возможность замещения данных показаниями средств коммерческого учета, находящимися в собственности субъекта или расположенными в зоне ответственности ОКУ. При этом на верхние уровни иерархии АСКУЭ информация направляется с соответствующим статусом, регламентированным стандартом передачи данных; региональными центрами сбора коммерческой информации (подразделениями НП “АТС”) во всех остальных случаях. Информация, отправляемая из региональных центров в ЦСКИ НП “АТС” в регламентные сроки, не должна быть “пустой” ни по одной из контролируемых точек поставки. Замещенным данным присваивается необходимый статус.
1 Порядок разработки и ввода в промышленную эксплуатацию АСКУЭ субъектов рынка

1 Создание, техническое перевооружение или реконструкция АСКУЭ субъектов оптового рынка производится за счет их собственных средств.

Координатором работ по созданию, техническому перевооружению или реконструкции АСКУЭ субъектов оптового рынка является НП “АТС”.

1 Создание, техническое перевооружение или реконструкция АСКУЭ субъектов оптового рынка производится в следующем порядке:

16. Субъект рынка обращается в НП “АТС” с письменным запросом о выдаче ТУ.

16. НП “АТС” не позднее 2 дней после получения запроса направляет субъекту рынка индивидуальный опросный лист с перечнем необходимой дополнительной документации.

16. Получив заполненный опросный лист и дополнительную документацию, НП “АТС” в течение 10 дней разрабатывает и направляет субъекту рынка индивидуальные ТУ с указанием перечня организаций, которые должны согласовывать ТЗ и рабочую документацию.

НП “АТС” имеет право дать субъекту рынка мотивированный отказ в разрешении на создание, техническое перевооружение или реконструкцию АСКУЭ, а так же запросить любую дополнительную информацию.

16. Получив от НП “АТС” ТУ, субъект рынка разрабатывает на их основе ТЗ и согласовывает ТЗ со всеми организациями, указанными в ТУ.

Разработка ТЗ производится субъектом рынка самостоятельно или с привлечением сторонних организаций.

16. Утвержденное НП “АТС” ТЗ является основанием для разработки проектной документации.

Проектная документация, разработанная имеющей соответствующую лицензию организацией, согласовывается субъектом рынка со всеми заинтересованными сторонами, указанными в ТЗ, и утверждается НП “АТС”.

1 Ввод выполненной в соответствии с проектной документацией АСКУЭ в промышленную эксплуатацию предусматривает:

16. Опытную эксплуатацию системы после завершения пуско-наладочных работ. Результаты опытной эксплуатации отражаются в соответствующем Акте, подписываемом субъектом рынка, монтажно-наладочной и проектной организациями;

16. Опытно-промышленную эксплуатацию системы продолжительностью один календарный месяц, которая опять начинается с момента установки необходимых пломб, паролей и запуска ее представителями НП “АТС”;

16. Формирование НП “АТС” комиссии по приемке АСКУЭ в промышленную эксплуатацию после успешного завершения ее опытно-промышленной эксплуатации;

16. Работу комиссии по приемке АСКУЭ в промышленную эксплуатацию, результатом которой является оформление Акта, подтверждающего техническую и организационную готовность системы к предоставлению НП “АТС” коммерческой информации о работе субъекта на оптовом рынке.
1 Требования к организации эксплуатации и технического

обслуживания АСКУЭ

1 Эксплуатация и техническое обслуживание АСКУЭ субъекта оптового рынка производится ОКУ в соответствии с заключенным м. ними договором.

Эксплуатация и техническое обслуживание Центра сбора коммерческой информации ОКУ осуществляется силами самого ОКУ.

Эксплуатация и техническое обслуживание Региональных центров сбора информации осуществляется силами НП “АТС”.

1 Эксплуатация и техническое обслуживание АСКУЭ субъектов рынка и верхних уровней иерархии АСКУЭ оптового рынка производится на основе местных инструкций, разработанных с учетом типовой инструкции, утвержденной Наблюдательным советом НП “АТС”.
1 Коммерческий учет платных дополнительных системных (технологических) услуг

1 Обеспечение надежного и эффективного электроснабжения потребителей при поддержании установленных норм качества электроэнергии невозможно без организации циклов: оперативно-диспетчерского управления согласованной работой электростанций, электрических сетей и потребителей; регулирования частоты и активной мощности; резервирования генерирующих мощностей; регулирования уровней напряжения (реактивной мощности); предотвращения и ликвидации аварийных ситуаций, в т. ч. средствами противоаварийной автоматики,

которые получили наименование “системные услуги”. В некоторых документах употребляется термин “технологические услуги”.

1 В настоящее время большинство специалистов считает, что на начальном этапе преобразований целесообразна организация конкурентного рынка технологических услуг только в сферах регулирования частоты и активной мощности, а так же резервирования мощности. Оперативно-диспетчерское управление, как естественно-монопольный вид деятельности, должно быть исключено из области конкуренции. Создание рынка услуг по регулированию напряжения и реактивной мощности сталкивается с некоторыми трудностями в однозначном понимании, что именно является продаваемой и покупаемой услугой, кто должен быть продавцом или покупателем услуги. Последнее обусловлено как спецификой физической сущности реактивной энергии, так и особенностями ее генерации и потребления и возможностями локального регулирования уровней напряжения в сети.

1 Учитывая вышесказанное, изучим принципы коммерческого учета при регулировании и резервировании активной мощности.

Эти две обычно рассматриваемые отдельно друг от друга потенциально конкурентные системные услуги в случае наличия горячего резерва тесно связаны м. собой, т.к.: реализуются на одном и том же технологическом оборудовании; регулирование мощности агрегата в сторону ее увеличения невозможно без наличия резерва мощности, понимаемого как разность м. рабочей мощностью и фактической нагрузкой генерирующего источника; выбор субъектом оптового рынка процедур регулирование активной мощности (с целью регулирования частоты или перетоков по линиям) или реализация горячего резерва производится с помощью одинаковых рыночных процедур.

1 Современный подход к коммерческой оценке услуг по предоставлению резервов и по регулированию частоты и активной мощности основывается на обязательной фиксации во времени циклов изменения мощности генерирующих источников, заявивших себя в качестве Поставщиков этих услуг. Например, по мнению специалистов, необходимо оговаривать время мобилизации “горячего” резерва, может быть, с дифференциацией его оплаты в зависимости от времени набора мощности. Эффективность регулирования частоты (или выявление самого факта действия первичного регулирования) так же оценивается динамикой мощности агрегата.

1 Изменение мощности генераторов с течением времени должно быть зафиксировано с помощью телеизмерений мощности и оплачиваемые характеристики услуг подтверждены (определены) СО для начисления соответствующей оплаты. Предполагаемое нормируемое время реализации различных видов “горячих” резервов лежит в пределах от 1 мин. до 30 мин. Действие регуляторов скорости турбин проявляется не более, чем через 0.5 с. после начала изменения частоты.

1 можно определить следующие принципы коммерческих измерений характеристик оплачиваемых системных услуг по регулированию и резервированию активной мощности: фиксации подлежат “мгновенные” значения мощностей генерирующих источников, “мгновенное” значение частоты. Эта информация собирается и обрабатывается в ОИК органов иерархии диспетчерского управления СО; подтверждение “горячего” резерва до его мобилизации возможна по среднечасовым приращениям активной электроэнергии, взятой по показаниям автоматизированной системы учета; вся вышеперечисленная информация собирается и обрабатывается СО, как техническая. СО достоверизует эти данные имеющимися средствами, формирует характеристики оплачиваемых услуг и передает их НП “АТС” для начисления оплаты. Передаваемые НП “АТС” характеристики услуг являются коммерческой информацией; сбор и достоверизацию данных для формирования характеристик оплачиваемых системных услуг с последующей их передачей НП “АТС” при реализации целевой модели оптового рынка целесообразно возложить на ОКУ.

Вопрос формирования характеристик оплачиваемых системных услуг и вопрос организации их измерений требуют теоретической проработки и экспериментальной проверки. Только далее они могут быть включены в технологические и коммерческие правила работы оптового рынка.