Общие положения

1.1 Список сокращений, используемых в данном документе:

· ИИС - информационно-измерительная система участника измерений ОРЭ, совокупность функционально объединенных, измерительных, вычислительных и других вспомогательных технических средств, используемых для получения измерительной информации по одному или нескольким субъектам ОРЭ и для автоматического осуществления логических функций – контроля, диагностики, идентификации;

· МВИ – методика выполнения измерений;

· ОКУ - оператор коммерческого учета;

· ОРЭ – оптовый рынок электроэнергии;

· ПКЭ - показатель качества электроэнергии;

· ПО – программное обеспечение;

· СО – системный оператор;

· ТРДЦ - территориальный расчетно-диспетчерский центр ОДУ;

· ТЗ – техническое задание на разработку ИИС;

· ТТ – технические требования на присоединение ИИС субъекта к технологической системе коммерческого учета электроэнергии оптового рынка;

· УСПД - устройство сбора и передачи данных;

· ФСК – федеральная сетевая компания;

· ЦСКИ – центр сбора коммерческой информации.

1.2 Настоящий документ подготовлен в развитие «Положения об организации коммерческого учета электроэнергии и мощности на оптовом рынке» (далее «Положение»), утвержденного РАО «ЕЭС России» и согласованного Минэнерго РФ.

С учетом технологической и организационной специфики оптового рынка настоящий документ устанавливает требования:

- к архитектуре построения ИИС субъектов оптового рынка;

- к местам расположения измерительных комплексов средств коммерческого учета;

- к характеристикам устройств и цепям измерительных комплексов;

- к порядку создания и эксплуатации системы коммерческого учета;

- к организации передачи данных коммерческого учета субъектов ОРЭ;

- к метрологическому обеспечению систем коммерческого учета.

1.3 Требования данного документа являются обязательными при создании и модернизации ИИС объектов всех секторов оптового рынка электроэнергии и мощности с целью их присоединения к технологической системе коммерческого учета.

1.4 При создании ИИС субъекта оптового рынка следует учитывать следующие принципы:

- принцип. возможность ее интеграции в единую автоматизированную систему управления технологическими циклами производства, распределения и потребления электроэнергии субъектов оптового рынка;

- принцип. возможность использования информации от ИИС другими субъектами оптового рынка – АО-энерго, ФСК, СО;

- необходимость соответствия схемы расстановки датчиков телеизмерения мощности схеме расстановки средств коммерческого учета электроэнергии.

1.5 При создании ИИС субъектов оптового рынка электроэнергии, осуществляющих расчеты за электроэнергию по прямым договорам поставки стороны договора, связанные прямыми фидерами (без отпаек) по взаимному соглашению могут предусматривать создание двух систем коммерческого учета электроэнергии – по одной с каждой стороны, предусматривая договором поставки соответствующий механизм достоверизации, путем сравнения результатов учета электроэнергии по каждой из систем. Алгоритм достоверизации должен быть согласован с Администратором торговой системы.

Стороны договора прямой поставки электроэнергии получают ТТ на создание ИИС у Администратора торговой системы.

1.6 Субъекты ФОРЭМ при создании ИИС должны произвести согласование всех документов в НП «Администратор торговой системы».

Требования к архитектуре ИИС на оптовом рынке

2.1 ИИС имеет распределенную архитектуру, включающую ИИС субъектов рынка, Поставщиков информации и Центр сбора коммерческой информации Администратора торговой системы.

2.2 В состав ИИС субъектов рынка входят:

· один или несколько измерительных комплексов, представляющих собой совокупность измерительных трансформаторов тока и напряжения, их вторичные цепи, счетчик электрической энергии, устройство измерения ПКЭ (может совмещаться со счетчиком электрической энергии);

· УСПД, представляющее собой компьютер в промышленном исполнении или специализированный контроллер, с каналами приема информации от счетчиков и устройств измерения ПКЭ и одним или несколькими выходными портами для передачи информации на следующий иерархический уровень;

· технические средства связи - модемы, преобразователи интерфейсов и пр.;

· автоматизированные рабочие места пользователей, включающие специальное программное обеспечение.

2.3 Поставщик информации выполняет следующие функции:

· сбор почасовых приращений электроэнергии по каждому измерительному комплексу средств учета, расположенному в зонах учета всех субъектов рынка, относящихся к данному объектовому центру. Вопросы обмена информацией м. субъектами рынка регулируются нормативными документами и договорными отношениями. Коммерческая информация должна предоставляться Администратору торговой системы ежедневно в целом за прошедшие сутки;

· обеспечение доступа к базе данных коммерческой информации со стороны Центра сбора коммерческой информации Администратора торговой системы;

· хранение полученной информации в течение не менее 3,5 лет;

· сбор, обработку, хранение и агрегирование технической информации (данные о статусах полученных значений коммерческой информации, «журналы событий» счетчиков электроэнергии или УСПД) для осуществления функции технического контроля;

· ведение базы данных технических средств ИИС субъектов рынка.

2.4 Для повышения надежности хранения и получения коммерческой информации Поставщиками информации и Центром сбора коммерческой информации Администратора торговой системы при пропадании питания, должныбыть предусмотрены соответствующие технические решения - обеспечение питания электросчетчиков, УСПД и модемов от независимого резервного питания, передача информации с помощью переносных устройств и др.

2.5 Создаваемая ИИС должна обеспечивать принцип. возможность наращивания технических средств и программного обеспечения без вывода из постоянной эксплуатации функционирующих измерительных комплексов.

2.6 УСПД, выполняющие функции коммерческого и технического учета электроэнергии, должны быть реализованы на различных аппаратных модулях.

2.7 При разработке технических заданий и рабочих проектов должны учитываться перспективы развития ИИС субъектов оптового рынка:

2.7.1 АО-энерго

Должны оснащать средствами коммерческого учета вновь образуемые сечения поставки возникающих при:

· передаче сетей из АО-энерго в ФСК;

· образовании региональных сетевых компаний;

· выделении электростанций из состава АО-энерго во вновь образующиеся генерирующие компании.

2.7.2 Потребители – субъекты оптового рынка.

На начальной стадии проектирования ИИС необходимо разделить субабонентов на две группы:

· субабоненты, для которых поставщиком электроэнергии является АО-энерго. ИИС для таких субабонентов должно создаваться в соответствии с требованиями «Положения» и настоящих требований;

· субабоненты, для которых поставщиком электроэнергии является сам субъект оптового рынка. Требования к ИИС определяет сам субъект оптового рынка, выполняющий функции поставщика электроэнергии.

2.7.3 Генерирующие компании

При создание ИИС электростанций и генерирующих компаний необходимо:

· устанавливать измерительные комплексы средств коммерческого учета на выводах каждого генератора и в сечение поставки электростанции;

· предусматривать принцип. возможность достоверизации коммерческого учета по каждому генератору и по сечению поставки электростанции посредством установки избыточных измерительных комплексов средств учета в соответствии с п.3.1.

2.8 Центр сбора коммерческой информации Администратора торговой системы обеспечивает сбор хранение и предоставление коммерческой информации в финансово-расчетную систему Администратора торговой системы.

Требования к расположению измерительных комплексов средств коммерческого учета

3.1 Расстановка измерительных комплексов средств коммерческого учета электроэнергии должна осуществляться в соответствии с требованиями типовой инструкции по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении РД-34.09.101-94, главы 1.5 ПУЭ, «Положения». При разработке технического задания и в составе рабочего проекта ИИС должныбыть учтены требования, разработаны и утверждены у Администратора торговой системы алгоритмы контроля достоверности коммерческой информации по всей зоне учета субъекта рынка.

Требования к характеристикам устройств и цепям измерительных комплексов средств коммерческого учета

4.1 Требования к трансформаторам тока и напряжения

4.1.1 В целях повышения точности коммерческого учета при новом строительстве, техперевооружении или реконструкции электроустановок субъекта рынка, к которым присоединены элементы сети, входящие в сечение поставки, следует устанавливать на этих элементах измерительные трансформаторы класса точности 0.2S, 0.5S.

4.1.2 Для коммерческих измерений в системах с заземленной нейтралью измерительные трансформаторы тока должны устанавливаться во всех трех фазах, к которым следует подключать трехфазные трехэлементные счетчики.

4.2 Требования к счетчикам электрической энергии

4.2.1 Должны применяться статические счетчики электрической энергии, соответствующие требованиям Приложения 1 «Положения» и имеющие следующие характеристики:

· принцип. возможность хранения профиля нагрузки с дискретностью учета 1 час на глубину не менее 35 суток;

· точность хода встроенных энергонезависимых часов не хуже ± 5.0 секунды в сутки с внешней автоматической синхронизацией по сигналам точного времени;

· межповерочный интервал не менее 8-и лет.

4.3 Требования к вторичным цепям

Перед разработкой технического задания на создание ИИС субъектов коммерческого учета ОРЭ должна быть проведена ревизия всех измерительных комплексов средств коммерческого учета. По результатам ревизии необходимо:

· устранить первопричины, не позволяющие обеспечить необходимую точность учета электроэнергии (например, перегрузку измерительных трансформаторов и т.п.);

· переоформить при необходимости паспорта-протоколы на измерительные комплексы средств коммерческого учета;

· выполнить мероприятия, обеспечивающие защиту средств коммерческого учета от несанкционированного доступа (установить специализированные шкафы учета, например, ШУ-1, ШУ-2 или другие с аналогичными характеристиками, специализированные блоки, коробки, панели и т.п.).

4.4 Требования к приборам измерения ПКЭ

4.4.1 Приборы измерения ПКЭ, предназначаются для автоматической регистрации аварийных режимов и измерения показателей качества электрической энергии, установленных ГОСТ 13109-97 «Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения». Информация о ПКЭ должна передаваться на верхние уровни иерархии ИИС субъектов коммерческого учета ОРЭ в соответствии с Разделом 2.

4.4.2 Устанавливаемые приборы, как средства измерений, должныбыть зарегистрированы в Государственном реестре средств измерений и иметь сертификаты об утверждении в качестве типа средства измерения.

4.5 Требования к УСПД

4.5.1 Конкретный тип и количество УСПД определяются на стадии разработки Технического задания и при рабочем проектировании ИИС субъектов коммерческого учета ОРЭ. В качестве УСПД допускается применение компьютеров промышленного исполнения, удовлетворяющих требованиям, изложенным в «Положении», при этом запрещается использование данного компьютера для решения задач, не связанных с ИИС субъектов коммерческого учета ОРЭ.

4.5.2 УСПД должно функционировать автоматически (без вмешательства человека) и иметь подтвержденную наработку на отказ не менее 35000 часов.

4.6 Требования к организации передачи данных

ИИС субъектов коммерческого учета ОРЭ должна иметь в своем составе средства телекоммуникаций, обеспечивающие передачу данных через сеть связи общего пользования в узлы сбора информации в соответствии с Разделом 2 в режимах автоматического опроса или запроса «по требованию».

Должна быть предусмотрена принцип. возможность передачи информации, как по основному, так и по резервному каналам связи.

При необходимости, с учетом специфики субъекта оптового рынка электроэнергии возможна организация шифрования данных коммерческого учета.

4.7 Требования к программному обеспечению ИИС субъектов коммерческого учета ОРЭ

4.7.1 Программное обеспечение (ПО) ИИС субъектов коммерческого учета ОРЭ должно быть русифицировано (включая вспомогательные и сервисные функции), сертифицировано Госстандартом РФ либо самостоятельно, либо в составе типа средств измерения.

4.7.2 ПО должно быть защищено от несанкционированного доступа с помощью стандартных средств протекции (пароли доступа, ключи и т.д.).

4.7.3 База данных ИИС субъектов коммерческого учета ОРЭ должна быть защищена от потери информации при аппаратных отказах и при несанкционированном доступе.

4.7.4 Информация об электроэнергии и мощности в ИИС субъектов коммерческого учета ОРЭ должна быть привязана к единому астрономическому времени, определенному технологией проведения торгов на конкурентном рынке.

4.8 Требования к метрологическому обеспечению систем коммерческого учета

4.8.1 Во исполнение «Закона об обеспечении единства измерений» (федеральный закон от 27.04.93 №4871- до сдачи ИИС субъектов коммерческого учета ОРЭ в постоянную эксплуатацию, но не позднее 6-ти месяцев после этого, необходимо разработать и аттестовать в установленном порядке МВИ электроэнергии и мощности с помощью этой системы. При разработке МВИ рек. использовать документ РД 153-34.0-11.209-99 «Рекомендации. Автоматизированные системы контроля и учета электроэнергии и мощности. Типовая методика выполнения измерений электроэнергии и мощности», согласованный Минэнерго РФ, Главгосэнергонадзором, РАО «ЕЭС России» и ЦДУ ЕЭС России. Постоянная эксплуатация АСКУЭ субъектов коммерческого учета ОРЭ далее срока без оформленной надлежащим образом МВИ запрещается.

4.8.2 Нормы погрешности измерения по каждому измерительному комплексу должны соответствовать значениям, приведенным в РД 34.11.321-96 (Таблица , а по группе измерительных комплексов – должныбыть рассчитаны при разработке МВИ.

4.9 Требования по диагностированию ИИС субъектов коммерческого учета ОРЭ.

4.9.1 Система должна иметь собственные средства мониторинга за состоянием элементов, исполнением регламентных действий, а так же регистрацию событий на долговременных носителях.

4.9.2 Система должна обеспечить выдачу предупреждающей информации (звуковой и визуальной сигнализации) с использованием внутренних (монитор, звуковая карта) и внешних (информационное табло, независимая звуковая сигнализация, звонок по телефону, сигнальное письмо по E-mail…) возможностей.

5 Требования к порядку создания и эксплуатации ИИС субъектов коммерческого учета ОРЭ

5.1 Юридическое лицо, удовлетворяющее условиям выхода на оптовый рынок и согласное с требованиями данного документа (далее претендент), обращается к Администратору торговой системы с письменным согласием на присоединение к системе коммерческого учета оптового рынка. Одновременно претендент направляет Администратору торговой системы ответы на вопросы индивидуального опросного листа (см. Приложение 1, 2, 3 для генерирующих, потребляющих или сетевых организаций соответственно).

5.2 После получения информации по опросному листу, Администратор торговой системы и претендент подписывают «Типовой договор на присоединение к системе коммерческого учета оптового рынка», в котором содержится:

· регламент выдачи претенденту Технических требований;

· перечень организаций, которые должны согласовывать техническое задание и рабочий проект ИИС субъектов коммерческого учета ОРЭ на основании действующих правил оптового рынка электроэнергии и специфики претендента: генерирующая компания, сетевое предприятие, потребитель.

5.3 Получив от Администратора торговой системы Технические требования, претендент разрабатывает на их основе ТЗ и согласовывает ТЗ со всеми организациями, указанными в Технических требованиях.

5.4 Разработка ТЗ производится претендентом самостоятельно или с привлечением сторонних организаций.

5.5 На стадии подготовки ТЗ претендент обязан:

· представить, на утверждение Администратору торговой системы, однолинейную электрическую схему, с указанием границ балансовой принадлежности и расположением точек коммерческого учёта электроэнергии, согласованную со всеми субъектами оптового ранка имеющими общие границы (При отсутствии согласованного решения по расположению точек коммерческого учёта м. соседними субъектами, НП «АТС» имеет право принять собственное решение и утвердить однолинейную схему с резолюцией обязательного исполнения для все субъектов);

· определить порядок автоматизированного учета электроэнергии на обходных выключателях для подстанций с обходными системами сборных шин;

· решить вопрос передачи информации с измерительных комплексов средств коммерческого учета в региональный центр сбора коммерческой информации;

· согласовать протоколы передачи данных и выходные формы с НП «АТС».

5.6 Техническое задание, утвержденное НП «АТС» является основанием для разработки проектной документации.

5.7 Проектная документация, разработанная имеющей соответствующую лицензию организацией, согласовывается претендентом со всеми заинтересованными сторонами, указанными в ТЗ, и утверждается НП «АТС».

5.8 Предпроектное обследование допускается совмещать с проведением ревизии средств коммерческого учёта электроэнергии в соответствии с методикой, согласованной Госэнергонадзором РФ и производить защиту измерительных комплексов от несанкционированного доступа.

5.9 Техническое задание на проектирование и, в дальнейшем, рабочий проект ИИС претендента утверждаются в НП «АТС».

5.10 Приемка ИИС в постоянную эксплуатацию производится на основании п.4.2 «Положения» комиссией с участием представителей НП «АТС».

5.11 Претендент после сдачи ИИС в постоянную эксплуатацию должен заключить договор на техническое обслуживание ИИС с Поставщиком информации - независимой организацией, аккредитованной при НП «АТС».
Государственное и ведомственное нормативное обеспечение коммерческого учета
6.1 Общие правовые отношения в сфере организации коммерческого учета

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, Главгоснадзором 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 ;

· «Порядком вывода на федеральный (общероссийский) оптовый рынок электрической энергии (мощности) энергоемких организаций – потребителей» (утвержден Постановлением ФЭК от 7.09.00 № 47/ .

6.2 Метрологическое обеспечение коммерческого учета

2.1 В части организации метрологического обеспечения помимо общетехнических стандартов по метрологии коммерческий учет электроэнергии должен соответствовать следующим нормативным документам:

· ГОСТ 8.217-8 Трансформаторы тока. Методика поверки.

· ГОСТ 8.216-8 Трансформаторы напряжения. Методика поверки.

· 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.