ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ на создание автоматизированной системы информационного обеспечения работы субъекта рынка на оптовом рынке электроэнергии

1. Общие положения

1.1. Настоящие «Технические требования к созданию автоматизированной системы информационного обеспечения работы субъекта рынка на оптовом рынке электроэнергии» (далее – Технические требования) предъявляются к участникам конкурса на оказание услуг по комплексной модернизации существующей автоматизированной системы коммерческого учета и системы телемеханики и связи в соответствии с требованиями «Регламента получения статуса субъекта оптового рынка» (приложение к договору о присоединении к торговой системе, далее – «Регламент»).

Работа должна состоять из двух связанных на техническом и информационном уровнях этапов:

модернизация АИИС КУЭ по требованиям договора о присоединении к торговой системе;

модернизации системы телемеханики и связи согласно требованиям Регламента.

Этапы могут быть выполнены параллельно либо последовательно с первоочередным созданием АИИС КУЭ.

Срок выполнения этапа создания и подтверждения соответствия АИИС КУ – не позднее ХХ.ХХ.200_ г.

Срок выполнения этапа создания и подтверждения соответствия систем телемеханики и связи – не позднее ХХ.ХХ.200_ г.

1.2. Технические требования разработаны в соответствии с действующими нормативными правовыми и нормативными техническими документами и договором о присоединении к торговой системе оптового рынка электроэнергии (в редакции на 1.01.2006 г.).

1.3. Настоящие Технические требования являются исчерпывающими, изменения в них могут вноситься не позднее чем за пять рабочих дней до даты проведения конкурса, с обязательным извещением всех участников конкурса.

2. Цель модернизации системы коммерческого учета

В настоящее время для целей коммерческого учета покупной электроэнергии функционирует система коммерческого учета, не охватывающая 100 % точек поставки и не отвечающая требованиям НП «АТС».

Целями модернизации системы коммерческого учета являются:

2.1. Создание Автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) согласно требованиям договора о присоединении к торговой системе оптового рынка электроэнергии, данные которой будут использоваться для определения финансовых обязательств и требований при работе субъекта рынка на оптовом и (или) розничном рынках.

2.2. Создание системы обработки и регистрации информации, полученной от АИИС КУЭ и других источников, включая определение всех учетных показателей, их погрешностей и связей между ними (балансов) с расчетом неопределенностей балансовых уравнений.

В дальнейшем будем называть ее системой интегрированного учета.

3. Требования к объемам услуг и поставок по АИИС КУЭ

3.1. Программно-технический комплекс АИИС КУЭ должен быть разработан, смонтирован и подвергнут испытаниям на соответствие требованиям договора о присоединении к торговой системе Исполнителем в соответствии с настоящими Техническими требованиями.

3.2. Исполнителем также должна быть разработана система интегрированного учета, предназначенная для получения и регистрации коммерческих и некоммерческих учетных данных на основании информации АИИС КУЭ, системы технического учета, иной информации (в т. ч. телеизмерений), предусмотренной Техническим заданием.

Интеграцию данных АИИС КУЭ, данных технического учета, телеизмерений, иных данных, их взаимный контроль достоверности, определение балансовых показателей и составление системы балансов, их допустимых и фактических неопределенностей следует организовать на уровне отдельного сервера.

3.3. Коммерческим учетом должны быть охвачены_точек поставки (Приложение к данному ТЗ), включающие в себя все ГТП потребления.

3.4. В результате выполнения работ на станции должны существовать и взаимодействовать:

Вновь созданная АИИС КУЭ;

Имеющаяся автоматизированная система учета;

Система интегрированного учета.

3.5. Состав работ, выполняемых во исполнение п. 3.1, и представляемая документация приведены в Приложении к ТЗ.

3.6. В состав работ по п. 3.2. входят:

3.6.1. Разработка системы балансовых показателей и балансов субъекта рынка: по отдельным шинам, по каждому ТП, по сети в целом.

3.6.2. Обоснование и разработка алгоритмов расчета допустимых и фактических неопределенностей расчетных балансов (по п. 3.6.1).

3.6.3. Разработка системы взаимного контроля достоверности результатов измерений коммерческих и некоммерческих учетных показателей, а также результатов телеизмерений.

3.6.4. Создание базы данных и пользовательского интерактивного интерфейса по системе интегрированного учета.

3.6.5. Работы по п. 3.1 должны быть завершены не позднее ХХ.ХХ. 200_ г.

3.6.6. Работы по п. 3.2. должны быть завершены не позднее ХХ.ХХ. 200_ г.

4. Требования к техническим решениям по АИИС КУЭ

4.1. Для АИИС КУЭ следует применить приборы для измерения электроэнергии, выбранные Подрядчиком и обоснованные в составе конкурсной документации.

4.2. УСПД (контроллеры), сервер и программное обеспечение верхнего уровня АИИС КУЭ выбираются Подрядчиком и согласовываются субъектом оптового рынка.

4.3. Сервер и программное обеспечение системы интегрированного учета выбирается Подрядчиком и согласовывается субъектом оптового рынка. Система интегрированного учета должна допускать обмен данными с сервером АИИС КУЭ и сервером существующей системы (в случае ее наличия).

4.3.1. Интерфейс пользователя рабочих мест диспетчера (система телемеханики и телеизмерений) и комммерческого диспетчера должны быть единообразны и позволять работу персонала, знакомого с одной из них, на другой без дополнительного обучения.

4.4. В случае необходимости (по результатам обследования) в измерительных каналах для целей коммерческого учета необходимо производить замены измерительных трансформаторов.

Поверка ТТ и ТН в точках учета до 10 кВ включительно производится в рамках данной работы. Замена этих ТТ и ТН производится в рамках данной работы по дополнительному соглашению.

При замене ТТ необходимо заказывать и устанавливать ТТ с отдельной измерительной обмоткой для целей коммерческого учета электроэнергии. Если такие ТТ отечественной промышленностью не выпускаются, допустимо совмещать в одном измерительном канале измерения электроэнергии и другие измерения, предусмотрев специальные меры, препятствующие несанкционированному допуску к токовым цепям.

4.5. На программном и аппаратном уровне созданная АИИС КУЭ должна допускать сопряжение с системой телемеханики ОЭС_(_РДУ).

4.5.1. Технические решения должны допускать использование приборов для измерения электроэнергии в качестве датчиков ряда параметров с целью создания системы телемеханики согласно упомянутому приказу (дискретность сбора данных мгновенных значений с меткой времени не более 5 сек).

4.5.2. Для снижения затрат на ЗиП аппаратные средства, используемые для обеспечения работы телемеханики, должны быть максимально унифицированными с аппаратными средствами коммерческого учета. При этом преимущество получают контроллеры, допускающие использование в обеих системах после перепрограмирования обслуживающим персоналом субъекта рынка.

4.5.3. Технические средства АИИС должны обеспечивать ввод в систему и автоматическое формирование данных о состоянии объекта измерения.

4.5.4. В случае сбоев в работе оборудования АИИС система телемеханики должна иметь возможность дублирования функций АИИС с незначительным снижением дискретизации во время сбора коммерческих профилей до момента восстановления работоспособности АИИС. (Резервирование функциональности АИИС посредством интеграции с системой телеизмерений) – выполнение пунктов ПН₂₇-ПН₃₀ регламента 11.1. НП «АТС».

4.6. Программный комплекс верхнего уровня должен осуществлять автоматическое представление информации в НП «АТС» (в ИАСУ КУ, в Департамент сбора данных коммерческого учета в формате XML с электронной подписью), в вышестоящую организацию заказчика и в другие организации, чьи интересы затрагивают данные АИИС КУЭ (в согласованном на этапе ТЗ формате и объеме), в ______ РДУ (в согласованном на этапе ТЗ формате и объеме), в РСК ___________

(в согласованном на этапе ТЗ формате и объеме), в другие организации (в согласованном на этапе ТЗ формате и объеме).

4.7. ТЗ и технорабочий проект должны быть согласованы теми же организациями, что и в п. 4.6.

4.8. ТЗ и рабочий проект должны пройти экспертизу в НП «АТС».

4.9. Техническая документация и программо-аппаратные средства должны обеспечивать максимально возможный класс качества АИИС. Перечень необязательных требований к АИИС, подлежащих реализации, дополнительно согласовывается субъектом рынка.

5. Цель модернизации систем телемеханики и связи

Целями модернизации систем телемеханики и связи субъекта рынка являются:

5.1. Создание автоматизированной системы оперативного управления электрическими режимами, удовлетворяющими требованиям СО и действующих нормативных технических документов.

5.2. Выполнение в полном объеме требований Регламента.

6. Требования к объемам услуг и поставок по системам телемеханики и связи (ТМиС)

6.1. Программно-технический комплекс ТМиС должен быть разработан, смонтирован и подвергнут испытаниям на соответствие требованиям Регламента, СО и требованиям других действующих нормативных документов.

6.2. Интеграцию данных АИИС КУ и существующей системы КУ, телеизмерений, их взаимный контроль достоверности для определения балансовых показателей и составление системы балансов, их допустимых и фактических неопределенностей следует организовать на уровне отдельного сервера (см. п.3.2).

6.3. Для системы ТИ и ТС предусмотреть контроль достоверности с использованием всех имеющихся информационных средств (ТИ по ТС и наоборот, по уставкам, по скорости изменения параметров, по данным АИИС КУ).

7. Требования к техническим решениям по ТМиС

7.1. В ТМиС следует применять только цифровые датчики ТИ. Предпочтения отдавать многофункциональным цифровым преобразователям.

7.2. Контроллеры ПК, ПУ, сервер и программное обеспечение верхнего уровня выбирается Подрядчиком и согласовывается субъектом рынка, при этом должен по возможности соблюдаться принцип унификации с аппаратной базой АИИС.

7.3. При создании системы связи предусмотреть решения, принятые ранее при развитии аналогичных систем на территории расположения субъекта рынка.

Подписи

ПЕРЕЧЕНЬ ОБОРУДОВАНИЯ, подлежащего техническому обслуживанию

на ОАО «________________ГРЭС» в 200_ году

(пример)

ГРАФИК ПРОВЕДЕНИЯ РАБОТ,

составляющих сервисное обслуживание АИИС КУЭ

ТЕХНИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ

на выполнение работы по сервисному обслуживанию АИИС КУЭ

ОАО «_______________________ГРЭС» в 200_ г.

I. Общие требования

1. Требования к месту выполнения работ.

Работу по сервисному обслуживанию АИИС КУЭ проводить на объектах ОАО «__________ГРЭС».

2. Срок выполнения работы с 01.01.06 г. до 31.12.06 г.

3. Требования к применяемым стандартам, СНиП и прочим правилам.

3.1. Работы выполнять в соответствии с:

«Межотраслевыми правилами по охране труда (правилами безопасности) при эксплуатации электроустановок» ПОТ РМ 016-2001, РД 153-34.0-03.150-00;

нормативными документами по эксплуатации АИИС КУЭ.

4. Требования к организации работ.

4.1. Выполнение работ проводить с обязательным оформлением наряда-допуска или распоряжения.

4.2. Обеспечение приборами и оснасткой производится подрядчиком самостоятельно.

5. Требования к соблюдению при проведении работ следующих правил:

5.1. «Правил пожарной безопасности для энергетических предприятий» РД 153-34.0-03.301-00 (ВППБ 01–02–95);

5.2. «Межотраслевых правил по охране труда (правил безопасности) при эксплуатации электроустановок» ПОТ РМ-016-2001, РД153-34.0-03.150-00.

6. Требования к подрядчику, выполняющему работы в электроэнергетической отрасли как на опасном производственном объекте:

6.1. Подрядчик должен иметь необходимые разрешения «Ростех-надзора» на право выполнения работ в электроэнергетике как на объекте повышенной опасности (ОПО).

6.2. Подрядчик должен иметь обученный и аттестованный персонал, допущенный к работам на ОПО.

6.3. Персонал подрядчика должен быть аттестован по следующим правилам:

а) «Межотраслевым правилам по охране труда (правилам безопасности) при эксплуатации электроустановок» ПОТ РМ-016-2001, РД153-34.0-03.150-00;

б) «Правилам пожарной безопасности для энергетических предприятий» РД 153-34.0-03.301-00 (ВППБ 01–02–95).

6.4. Персонал подрядчика должен иметь квалификационные удостоверения согласно требованиям «Правил организации работ с персоналом на предприятиях и учреждениях энергетического производства ПОРП (РД 34.12.102-94).

II. Требования к выполнению работы

1. Требования к видам выполняемых работ.

1.1. Гарантийный срок на выполненные работы должен быть не менее 12 месяцев с момента подписания Заказчиком акта приемки выполненных работ.

2. Требования к объемам выполняемых работ.

2.1. Выполнить техническое обслуживание оборудования. Полный перечень оборудования приведен в приложении.

2.2. Объем работ включает в себя:

планово-предупредительные работы по сервисному обеспечению АИИС КУЭ;

ремонтно-восстановительные работы по сервисному обеспечению АИИС КУЭ;

профилактические работы по сервисному обеспечению АИИС КУЭ;

консультирование по работе с АИИС КУЭ.

2.3. Подрядчик обязан предоставить сметный расчет стоимости работ выполненных согласно графику (см. прил. 2).

3. Требования к последовательности выполнения работ, этапам работ.

3.1. Персонал подрядчика выполняет работы по программе и графику (см. прил. 2), разработанным Заказчиком.

4. Требования по оформлению необходимых разрешений и документов.

4.1. По окончании выполнения каждого этапа работ стороны оформляют двусторонний Акт сдачи-приемки работ по установленной форме до 25 числа каждого месяца.

4.2. Ежемесячно представлять технический отчет о выполнении планово-предупредительных работ до 25 числа следующего месяца.

Приложение:

1. Перечень оборудования, подлежащего техническому обслуживанию на ОАО «_ГРЭС» в 2006 г.

2. График проведения работ, составляющих сервисное обеспечение АИИС КУЭ ОАО «_ГРЭС» в 200_г.

ПРИМЕРНЫЙ ДЕТАЛЬНЫЙ ПЕРЕЧЕНЬ РАБОТ ОКУ[25]

Операторские услуги

1. Съем показаний приборов учета, контролирующих:

бытовой сектор;

юридических и приравненных к ним лиц; точки поставки по границе с ОРЭ; точки учета со смежными субъектами.

2. Занесение показаний приборов учета в информационную базу данных.

3. Представление данных по учету электроэнергии сетевой компании и иным заинтересованным лицам (в электронном виде или на бумажных носителях) на основании заключенных договоров.

4. Формирование отчетов и расчет объемов учтенной электроэнергии, передаваемой по сетям Заказчика, по группам потребителей:

бытовой сектор;

юридические и приравненные к ним лица; оптовые покупатели-перепродавцы.

5. Расчет объемов учтенной электроэнергии, переданной транзитом через сети Заказчика, и формирование отчета.

6. Расчет объемов недоучтенной электроэнергии, переданной по сетям Заказчика, и формирование отчета.

7. Формирование отчета об объемах выработки, потребления на собственные и хозяйственные нужды, а также потерь, отпуска с шин распределительных устройств и с шин генераторного напряжения электростанций.

8. Формирование отчета по межсистемным перетокам по уровням напряжения.

9. Формирование отчета о значениях активной и реактивной мощностей по всем присоединениям, подключенным к сетям сетевой компании.

10. Формирование отчета об объемах транзита мощности с подстанций 110 (220)/35 кВ в сеть 35 кВ, с подстанций 110 (220)/35 кВ в сеть 6-10 кВ, с подстанций 110 (220) кВ в сеть 6-10 кВ.

11. Представление аналитической информации о переданной энергии сетевой компании и иным заинтересованным лицам (в электронном виде или на бумажных носителях) на основании договоров.

12. Формирование отчета о распределении электроэнергии по сетям сетевой компании:

на уровне ее подразделений; по компании в целом.

13. Составление схем узловых балансов электроэнергии у потребителей, расчет узловых балансов.

14. Анализ отчетов о распределении электроэнергии по сетям сетевой компании:

на уровне ее подразделений; по компании в целом.

15. Анализ балансов электроэнергии по подстанциям, узлам для выявления хищений, отказов работы счетчиков. Формирование перечня подстанций и узлов, имеющих недопустимо высокие небалансы.

16. Расчет и представление фактических потерь электроэнергии (в абсолютных и относительных величинах) при ее передаче по сетям сетевой компании:

на уровне ее подразделений; по компании в целом.

17. Расчет потерь электроэнергии (в абсолютных и относительных величинах) при ее передаче по сетям потребителя (для внесения расчетных величин в договор по передаче электроэнергии и договоры энергоснабжения).

18. Анализ структуры отчетных потерь электроэнергии: технические потери, расход на собственные и хозяйственные нужды, коммерческие потери. Разработка и согласование плана технических мероприятий по снижению потерь.

19. Разработка и согласование планов мероприятий по снижению потерь электроэнергии. Формирование отчетов о выполнении мероприятий по снижению потерь.

20. Ежемесячный расчет плановых потерь электроэнергии (в абсолютных и относительных величинах) при ее передаче по сетям Заказчика.

Биллинговые услуги

21. Услуги по заключению договоров энергоснабжения (купли-продажи электроэнергии).

22. Формирование баз данных о реквизитах потребителей, приборах коммерческого и технического учета электроэнергии. Представление информации о потребителях из баз данных в необходимых формах.

23. Услуги по оформлению договоров и внесению изменений в договоры (услуг по передаче электроэнергии, энергоснабжения) и приложений к ним: акты разграничения балансовой принадлежности, договорные объемы потребления, перечень мест установки приборов расчетного учета. Услуги могут разбиваться по категориям:

юридические и приравненные к ним лица; физические лица;

оптовые покупатели-перепродавцы; иные смежные субъекты.

24. Услуги по оформлению и доставке платежных документов для финансовых расчетов по обязательствам и требованиям. Услуги могут разбиваться по категориям:

юридические лица; физические лица;

оптовые покупатели-перепродавцы; иные смежные субъекты.

25. Исполнение заявок заказчика на отключение и подключение электроустановок потребителей. В зависимости от удаленности объекта от места дислокации ближайшего подразделения РОКУ применяется тот или иной повышающий коэффициент. Услуги могут разбиваться по категориям:

юридические и приравненные к ним лица; физические лица (бытовые потребители).

Услуги по организации технического компонента системы коммерческого учета

26. Выдача технических требований к техническим средствам коммерческого учета электроэнергии при заключении договоров (технологического присоединения, услуг по транспорту электроэнергии, энергоснабжения и др.).

27. Подготовка технических требований к техническим средствам коммерческого учета электроэнергии при заключении договоров купли-продажи, энергоснабжения. Услуги в зависимости от их объема могут разбиваться по следующим категориям потребителей и присоединенной мощности.

Физические лица:

до 10 кВт (время работы 1,5 ч);

от 10 кВт до 50 кВт (время работы 4 ч). Юридические лица:

до 10 кВт (время работы 4 ч);

от 10 кВт до 50 кВт (время работы 5 ч);

от 50 кВт до 100 кВт (время работы 5,5 ч); от 100 кВт до 500 кВт (время работы 6 ч); от 500 кВт до 1000 кВт (время работы 8 ч); от 1000 кВт и выше (время работы 18 ч).

28. Подготовка технических требований к техническим средствам коммерческого учета электроэнергии по договорам технологического присоединения и при реконструкции (модернизации) этих технических средств.

29. Проектирование технического компонента системы коммерческого учета. Услуги могут разбиваться по категориям в зависимости от уровня номинального напряжения точки поставки:

НН (0,4 кВ); СН-2 (6-10 кВ);

СН-1 (35 кВ);

ВН (110 кВ и выше).

30. Экспертиза проектной документации на организацию технического компонента системы коммерческого учета электроэнергии.

31. Разработка технического задания на организацию технического компонента системы коммерческого учета электроэнергии.

32. Сбор информации для разработки технической документации.

33. Разработка схем внешнего электроснабжения субъектов рынка.

34. Заполнение опросных листов по состоянию коммерческого учета электроэнергии в соответствии с требованиями НП «АТС».

35. Разработка предложений по совершенствованию системы коммерческого учета.

36. Обследование и выдача технических требований к реконструкции распределительных устройств в части установки технических средств коммерческого учета.

37. Разработка и оформление электрических схем с режимными параметрами.

38. Контроль состояния технических средств учета.

39. Проверка и согласование схемы электроснабжения и технического компонента коммерческого учета при приемке их во временную или постоянную эксплуатацию. Услуги могут разбиваться по категориям:

юридические лица; физические лица.

40. Проверка состояния технических средств коммерческого учета у потребителей. Выдача предписаний по ликвидации нарушений требований нормативных документов и иных обязательных требований.

41. Участие в приемке электроустановок во временную и постоянную эксплуатацию с точки зрения соблюдения технических требований к техническим средствам коммерческого учета.

42. Проверка выполнения предписаний требований по организации технического компонента системы коммерческого учета.

43. Приемка технического компонента системы коммерческого учета после изменений в первичной и вторичной схемах электрических соединений (в случаях замены ТТ, ТН, счетчиков, нарушения целостности средств визуального контроля и т. д.).

44. Осуществление мероприятий по организации контроля балансов электроэнергии в различных участках электрической сети.

45. Проведение внеплановых проверок соблюдения правил технологического присоединения электроустановок субъектов рынка к электрической сети сетевой организации.

46. Составление актов аварийной и (или) технологической брони. Услуги могут разбиваться по категориям в соответствии с присоединенной мощностью предприятия:

до 750 кВ-А; от 750 до 10 000 кВ-А; от 10 000 до 30 000 кВ-А; от 30 000 до 60 000 кВ-А; от 60 000 до 100 000 кВ-А; от 100 000 до 150 000 кВ-А; от 150 000 до 200 000 кВ-А;

от 200 000 до 250 000 кВ-А; свыше 250 000 кВ-А.

47. Замеры электрической мощности предприятий в установленные часы максимума нагрузок (энергосистемы, объединенной энергосистемы, ЕЭС России). В зависимости от удаленности объекта от места дислокации ближайшего подразделения ОКУ применяется повышающий коэффициент.

48. Формирование графиков поверки счетчиков электроэнергии и измерительных трансформаторов.

49. Проверка работоспособности счетчиков электроэнергии. Услуги могут разбиваться по категориям:

проверка однофазного счетчика;

проверка трехфазного счетчика прямого включения;

проверка трехфазного счетчика трансформаторного включения в электроустановках напряжением до 1000 В;

проверка трехфазного счетчика трансформаторного включения в электроустановках напряжением выше 1000 В.

50. Установка и замена технических средств учета. Услуги могут разбиваться по категориям:

монтаж однофазного счетчика; демонтаж однофазного счетчика; монтаж трехфазного счетчика; демонтаж трехфазного; монтаж трансформатора тока напряжением:

0,4 кВ;

6-10 кВ;

35 кВ;

110 кВ и выше; демонтаж трансформатора тока напряжением:

0, кВ;

6-10 кВ;

35 кВ;

110 кВ и выше.

51. Монтаж щита коммерческого учета весом до 6 кг.

52. Демонтаж щита коммерческого учета весом до 6 кг.

53. Монтаж провода длиной 1 м для подключения однофазного счетчика.

54. Монтаж провода длиной 1 м для подключения трехфазного счетчика.

55. Осуществление мероприятий, препятствующих несанкционированному доступу к цепям счетчика: пломбирование.

56. То же: установка клеммной крышки на прибор учета (с учетом стоимости крышки).

57. Программирование микропроцессорного счетчика в местах установки. Услуги могут разбиваться по категориям:

однофазный счетчик; трехфазный счетчик.

Обслуживание измерительных комплексов

58. Обследование измерительных комплексов коммерческого учета перед вводом во временную или постоянную эксплуатацию.

59. Ревизия измерительных комплексов коммерческого учета в местах установки. Услуги могут разбиваться по категориям в зависимости от номинального напряжения электроустановки:

6-10 кВ;

35 кВ;

110 кВ и выше.

60. Комплексная проверка измерительных комплексов с выдачей свидетельств о поверке, паспортов-протоколов измерительных комплексов установленной формы, актов ревизии и маркирования (на местах эксплуатации). Услуги могут разбиваться по категориям в зависимости от номинального напряжения электроустановки:

0,4 кВ; 6-10 кВ;

35 кВ;

110 кВ и выше.

61. Проверка метрологических характеристик измерительных трансформаторов 6-10 кВ в лабораторных условиях.

62. Проверка метрологических характеристик измерительных трансформаторов тока в местах эксплуатации. Услуги могут разбиваться по категориям в зависимости от номинального напряжения электроустановки:

6-10 кВ;

35 кВ;

110 кВ и выше.

63. Проверка метрологических характеристик измерительных трансформаторов напряжения в местах эксплуатации. Услуги могут разбиваться по категориям в зависимости от номинального напряжения электроустановки:

6-10 кВ;

35 кВ;

110 кВ и выше.

Выполнение организационных мероприятий по допуску в электроустановку и сборка испытательной схемы для проверки технических средств коммерческого учета. Услуги могут разбиваться по категориям в зависимости от номинального напряжения электроустановки: 6-10 кВ;

35 кВ;

110 кВ и выше.

64. Замеры во вторичных цепях трансформаторов тока и напряжения.

65. Измерение нагрузки во вторичных цепях трансформаторов тока. Услуги могут разбиваться по категориям в зависимости от номинального напряжения электроустановки:

6-10 кВ;

35 кВ;

110 кВ и выше.

66. Измерение нагрузки во вторичных цепях трансформаторов напряжения. Услуги могут разбиваться по категориям в зависимости от номинального напряжения электроустановки:

6-10 кВ;

35 кВ;

110 кВ и выше.

67. Измерение потери напряжения в цепи «трансформатор напряжения – счетчик», контроль целостности измерительной цепи напряжения. Услуги могут разбиваться по категориям в зависимости от номинального напряжения электроустановки:

6-10 кВ;

35 кВ;

110 кВ и выше.

68. Снятие векторной диаграммы, ее анализ и графическое оформление.

69. Мероприятия по обеспечению защиты технических средств учета от несанкционированного доступа: пломбирование и маркирование специальными знаками визуального контроля. Услуги могут разбиваться по категориям в зависимости от номинального напряжения электроустановки:

0,4 кВ; 6-10 кВ;

35 кВ;

110 кВ и выше.

70. Составление и оформление паспорта-протокола на измерительные комплексы коммерческого учета в сетях 6-110 кВ.

71. Проведение измерений с целью определения причин небаланса мощности и (или) электроэнергии в узлах и на подстанциях 0,4-110 кВ.

72. Определение действительной погрешности счетчика в месте его установки с помощью портативных эталонных счетчиков.

73. Контроль работоспособности измерительного комплекса коммерческого учета.

Ремонт и техническое обслуживание счетчиков электроэнергии в лабораториях

74. Регулировка и поверка однофазного индукционного счетчика.

75. Регулировка и поверка трехфазного индукционного счетчика.

76. Программирование однофазного микропроцессорного счетчика.

77. Программирование трехфазного микропроцессорного счетчика.

78. Проверка данных программирования однофазного микропроцессорного счетчика.

79. Проверка данных программирования трехфазного микропроцессорного счетчика.

80. Ремонт однофазного индукционного счетчика.

81. Ремонт трехфазного индукционного счетчика.

82. Ремонт и поверка электронных счетчиков.

83. Ремонт и поверка микропроцессорных счетчиков.

84. Снятие диагностической информации с микропроцессорного счетчика, ее обработка и оформление отчета.

85. Проверка работоспособности однофазного индукционного счетчика с выдачей подтверждающего документа «Свидетельство о поверке» или «Акт о непригодности».

86. Проверка работоспособности трехфазного индукционного счетчика с выдачей подтверждающего документа «Свидетельство о поверке» или «Акт о непригодности».

87. Проверка работоспособности однофазного электронного или микропроцессорного счетчика с выдачей подтверждающего документа «Свидетельство о поверке» или «Акт о непригодности».

88. Проверка работоспособности трехфазного электронного или микропроцессорного счетчика с выдачей подтверждающего документа «Свидетельство о поверке» или «Акт о непригодности».

Эксплуатация АИИС КУЭ

89. Техническое обслуживание АИИС КУЭ.

90. Формирование отчетов о перетоках электроэнергии в заданной форме.

91. Сбор информации с заданной дискретностью по времени.

92. Формирование отчетных форм с заданной дискретностью по времени.

93. Коррекция показаний счетчиков в базе данных верхнего уровня АИИС КУЭ.

94. Подготовка и проведение периодической поверки АИИС КУЭ.

95. Восстановление утерянной (по любой причине) измерительной информации АИИС КУЭ с оформлением и согласованием акта.

96. Выявление, анализ и устранение отказов и нарушений в работе АИИС КУЭ.

97. Разработка рекомендаций по повышению надежности АИИС КУЭ.

98. Участие в ремонте АИИС КУЭ.

99. Контроль функционирования технических средств учета электроэнергии у потребителя.

100. Дистанционный опрос счетчиков, входящих в АИИС КУЭ смежных по отношению к заказчику субъектов рынка.

101. Восстановление связи с контроллерами АИИС КУЭ с выездом в электроустановку.

102. Программирование контроллеров сбора информации (УСПД).

103. Установка специализированного программного обеспечения при ремонте АИИС КУЭ.

104. Настройка модема с подбором параметров передачи.

105. Комплексное техническое обслуживание АИИС КУЭ.

106. Разработка перспективных планов автоматизации коммерческого учета и внедрения АИИС КУЭ.

Контроль показателей качества электронергии (ПКЭ)

107. Контроль ПКЭ с выдачей заключения и рекомендаций по приведению их значений в соответствие с договором и требованиями ГОСТ 113109-97.

108. Расчет потерь напряжения и допустимых диапазонов значений ПКЭ в контрольных точках электрических сетей сетевой компании.

Прочие услуги

109. Разработка графиков ограничения и отключения потребителей в соответствии с требованиями нормативных документов.

110. Направление извещений потребителям об участии в графиках ограничения и отключения, в т. ч. об участии в автоматической частотной разгрузке (АЧР).

111. Выполнение мероприятий по измерению электроэнергии (мощности) в рамках проведения летнего и зимнего дней контрольных замеров (ДКЗ). Обработка и формирование отчетов по материалам измерений в ДКЗ.

112. Формирование отчетов об объемах отпуска электроэнергии потребителям с разбивкой по отраслям народного хозяйства и группам потребителей, включая разбивку также и по уровням напряжения.

113. Проведение обучающих семинаров с работниками субъектов рынка по тематике коммерческого учета электроэнергии и технических средств учета.

114. Проверка схемы АЧР, обследование схемы АЧР.

ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ СИСТЕМ КОММЕРЧЕСКОГО УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ С ТОЧКИ ЗРЕНИЯ ИХ ИНФОРМАЦИОННЫХ СВОЙСТВ

При создании и эксплуатации измерительных систем (ИС), в том числе и автоматизированных, для целей коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) специалисты и менеджеры потребителей сталкиваются с необходимостью различного рода финансовых оценок этих систем. Экономические и управленческие реалии в коммерческих компаниях в настоящее время таковы, что любые инвестиции, независимо от их целей, требуют если не строгих, то хотя бы правдоподобных обоснований, базирующихся на финансовых потоках. В подавляющем большинстве случаев так называемый «экономический эффект» АИИС КУЭ для потребителя оптового рынка рассчитывается очень просто: сравниваются денежные потоки за покупку электроэнергии на розничном рынке (с учетом перекрестного субсидирования) и на оптовом рынке, куда его допустят только в случае получения сертификата соответствия требованиям НП «АТС». Здесь, конечно, решающую роль играет часть высвободившихся средств, которая достается потребителю, а она уже зависит не от объективных обстоятельств, а от достигнутых договоренностей. Однако в рамках такого подхода остается открытым вопрос о расчете эффекта от внедрения АИИС КУЭ генерирующих компаний.

Не вызывает сомнений, что обоснование инвестиций в АИИС КУЭ и, в общем случае, в создание технических средств любых систем учета электроэнергии представляет собой сложную задачу, с точки зрения как экономической, так и операционной логики. Эта логика различна при установке простого счетчика на «безучетном» присоединении, при создании АИИС КУЭ оптового или розничного рынка, при модернизации измерительных систем и т. д.

При этом часто забывают об основополагающих принципах планирования инвестиций, согласно которым, во-первых, каждая фирма устанавливает для себя самостоятельно приемлемый уровень рентабельности капиталовложений, а во-вторых, этот уровень должен быть дифференцирован в зависимости от видов (классов) капиталовложений. В специальной литературе по экономическим оценкам инвестиций часто приводится классификация, разработанная шведским ученым Яакко Хонко [1] и устанавливающая следующие виды капиталовложений в зависимости от их цели:

1) вынужденные капиталовложения;

2) сохранение позиций на рынке;

3) обновление основных производственных фондов;

4) экономия затрат;

5) увеличение доходов;

6) «рисковые» капиталовложения.

Под последними понимаются капиталовложения с повышенными уровнями рисков. Хотя по каждой вышеприведенной категории и разработаны определенные рекомендации (например, для категории 2 норма прибыли должна составлять 6 %, для категории 3 – 12 %, для категории 4 – 15 %, для категории 5 – 20 %, для категории 6 – 25 %), общими и неоспоримыми закономерностями являются:

отсутствие требований к норме прибыли вынужденных капиталовложений, к которым относятся капиталовложения, направленные на обеспечение уровня техники безопасности производства или сохранение окружающей среды в соответствии с обязательными государственными, отраслевыми или корпоративными нормами;

увеличение необходимой прибыли, начиная от категории 2 до категории 6.

Итак, договоримся сначала об основополагающих принципах и терминах. Если речь в публичном пространстве идет об эффекте с прилагательным «экономический», то при его определении следует иметь дело с традиционными экономическими категориями, которые оперируют объективными рыночными механизмами. Здесь нельзя принимать во внимание различные субъективные обстоятельства, такие как: снятие премий за невыполнение приказов, штрафы со стороны надзорных органов, явные или скрытые взятки и т. д. Для таких легальных или полулегальных ситуаций следует ввести другое понятие – например, «операционный эффект» или «функциональный эффект».

Прежде чем рассматривать конкретные методы обоснования капиталовложений в любую сферу деятельности, необходимо определить их цель и соотнести с известными нормативными или общепринятыми представлениями об их эффективности. Здесь возможны два подхода.

1. Учитывая общую теорию инвестиций, создание АИИС КУЭ оптового рынка с точки зрения экономики и рассматриваемой классификации, безусловно, нельзя отнести ни к категории 5 (получаемые доходы – не рыночного характера в строгом понимании этого термина), ни к категории 3, которая имеет в виду производственные фонды по выпуску продукции. К данному объекту не подходят также определения пп. 2, 4, 6.

По своей природе анализируемые инвестиции могут быть классифицированы только по категории 1 – «Вынужденные капиталовложения», обоснования которых не носят финансового характера. Действительно, в нормативных правовых документах и в договоре о присоединении к торговой системе оптового рынка упоминается об обязательности наличия АИИС КУЭ (соответствующей требованиям НП «АТС») для участников обращения электроэнергии – потребителей и поставщиков. Невыполнение данного требования декларируется как повод для постановки вопроса об исключении соответствующего юридического лица из числа участников оптового рынка. Здесь мы не рассматриваем различные случаи отступления от нормативных и договорных требований, обусловленные «неформальными отношениями» с НП «АТС» и использованием «административного ресурса».

Таким образом, компания вправе обосновывать инвестиции в создание АИИС КУЭ только необходимостью участия в оптовом рынке электроэнергии без приведения потоков поступления денежных средств от ее применения. Принять или не принять такое обоснование – прерогатива менеджмента компании.

2. Второй подход, который и рассматривается в настоящем Приложении, предлагается основывать на теории рисков. Риск, как он трактуется в современной теории и практике управления, – это категория принципиально вещественная и поддающаяся финансовой оценке. Поэтому нет теоретических препятствий для принятия его в качестве фактора обоснования инвестиций, в т. ч. и в ИС.

Рассмотрим этот подход более подробно. При употреблении термина «риск события», «риск аварии», «риск убытков» и т. п. подразумевается, что он означает произведение вероятности события на величину его последствия, выраженную в общих единицах: рублях, количестве травмированных работников и т. п.

Для конкретизации практического применения теории рисков необходимо оценить детерминистскую и вероятностную составляющие риска в данной предметной области, а также его стоимость, определяемую как рыночными, так и внерыночными факторами.

Например, при рассмотрении аварийности на опасных производственных объектах детерминистская составляющая риска имеет единичную вероятность, но если воздействие вызывает появление вредных выбросов ниже предельно допустимых концентраций, то стоимость их последствий можно принять равной нулю. Проблемы возникают при расчете вероятностной составляющей, когда необходимо знать как вероятность возможных аварий, так и величину их последствий.

Чаще всего последствия неблагоприятного, рискоопасного, события выражают величиной ущерба У в стоимостном выражении. Если вероятность события обозначим Р_Н.С, то риск R можно выразить как

R = Р_Н.С У. (1)

Предлагается ввести в обиход новые понятия – «риск неопределенности результата измерения», или «риск неопределенности коммерческого учета». Эти понятия органично вытекают из вероятностного характера измерений, характеризующихся той или иной функцией распределения вероятности под влиянием случайных и неисключенных систематических погрешностей. Для их практического применения необходимо определить: в чем состоит событие, вероятность события и стоимость его последствий, т. е. вероятность неопределенности и ее денежное выражение.

При выполнении измерения событие состоит в получении показания прибора (математического ожидания) и его погрешности (неопределенности). Причем для прямых однократных измерений, к которым относится измерение приращения электроэнергии, неопределенность полностью устанавливается показанием прибора при заданной погрешности ± А и ее доверительной вероятности. Погрешность в общем случае приводится в методике выполнения измерений (МВИ).

Таким образом, рискоопасное событие – это неопределенность результата измерения, его вероятность – доверительная вероятность границ неисключенных систематических погрешностей Р_Д (обычно – 0,95). Чем больше неопределенность, тем больше риск при той же самой вероятности. Однако здесь доверительная вероятность и интервал неопределенности связаны однозначной зависимостью, поэтому имеются отличия от общепринятого понимания риска, как «вероятности, умноженной на ущерб».

За натуральный показатель риска было бы логично взять отрезок (или часть отрезка) числовой оси между границами погрешностей 2А, выраженный в единицах физических величин, в рассматриваемом случае – в кВтч (МВт-ч).

С физической точки зрения риск неопределенности результата измерения состоит в возможности получении «самого плохого» значения измеряемой величины, принимаемой к учету, относительно ее истинного значения, которое оказывает негативное влияние на финансовый результат субъекта измерений. Если в качестве учетной информации принимается, как в случае коммерческого учета электроэнергии, середина интервала неопределенности 2Д (при равномерном законе распределения), т. е. показание прибора А, то максимальный риск связан со значением Д. С точки зрения измерений для целей коммерческого учета электроэнергии, последствия риска следует оценивать ее стоимостью, соответствующей объему риска в натуральном выражении, а именно произведением неопределенности на складывающуюся цену электроэнергии Ц_Э:

R = Р_Д ? ? ? Ц_Э. (2)

Принимая во внимание упомянутые особенности оценки риска неопределенности, представляется логичным не учитывать доверительную вероятность погрешностей измерений и записывать формулу (2) в виде

R = ? ? Ц_Э. (3)

Установка технических средств измерений для целей коммерческого учета электроэнергии или их модернизация с точки зрения повышения класса точности представляет собой мероприятия по уменьшению риска неопределенности результата измерений. Пусть границы погрешности при этом уменьшатся с ?₁ до ?₂. Тогда, очевидно, экономический эффект можно определить как

Э = R₁– R₂ = (?₁ – ?₂) ЦЭ.

Как известно [2], законы распределения вероятностей погрешностей в различных измерительных устройствах весьма разнообразны. Это разнообразие создает основную трудность определения эффективного значения погрешности, которое однозначно характеризовало бы абсолютную величину интервала неопределенности значения физической величины, остающуюся после данного показания А. Определенность не вносится даже при задании доверительной вероятности, т. к. произвольное значение интервала 2 Д, исходя из максимальной или среднеквадратичной погрешности, просто заменяется произвольным назначением доверительной вероятности. Подход к решению данного вопроса был заложен К. Шенноном в его информационной теории [3]. Согласно ей количество информации, получаемое в результате любого сообщения (включая измерение), равно убыли неопределенности, или энтропии

q = H (X) – H (X / A), (4)

т. е. разности энтропий до и после получения сообщения (выполнения измерения). Причем исходная неопределенность, т. е. безусловная энтропия H(X), зависит только от распределения вероятности различных значений измеряемой величины (сообщений) и не зависит от распределения вероятности погрешности. Напротив, неопределенность, остающаяся после выполнения измерения (получения результата – сообщения), т. е. условная энтропия H(X/A), равна энтропии распределения вероятностей погрешностей [2].

Энтропия представляет собой своеобразный момент случайной величины с известной плотностью вероятности p(x) или математическое ожидание логарифма этой плотности вероятности. Если принять в качестве основания логарифма число e, то она имеет вид

Для целей подсчета информации в битах в (5) используется двоичный логарифм.

На основании вышеприведенных соображений рядом авторов, например [2], делается вывод о целесообразности введения единого – информационного – подхода к любому закону распределения погрешности. Вводится понятие энтропийного значения погрешности. Под ним понимается значение погрешности с равномерным законом распределения, которое вносит такое же дезинформирующее действие, что и погрешность с данным законом распределения вероятностей.

Если погрешность с произвольным законом распределения вероятности имеет энтропию H(X/A) , то эффективный интервал неопределенности 2? вне зависимости от вида закона распределения будет равен

2? = exp H (X / A),

а энтропийное значение погрешности, определяемое как половина интервала неопределенности, будет равно

? = ±¹/₂ exp H (X / A),

что позволяет однозначно определить риск коммерческого учета по выражению (3).

Зависимость между энтропийным и среднеквадратичным значением погрешности S может быть представлена как

? = K?,

где коэффициент К подобен коэффициенту формы, связывающему действующее и среднее значение электрического тока [2].

Коэффициент К зависит от вида закона распределения вероятностей погрешности и называется энтропийным коэффициентом данного закона. Наибольшей энтропией при заданной мощности помехи из всех возможных в природе законов распределения вероятностей обладает нормальное распределение. Поэтому оно имеет наибольший, предельно возможный, энтропийный коэффициент [2], равный

Энтропийный коэффициент равномерного распределения, характерного для погрешностей измерения приращения электроэнергии, имеет значение

Получение любой информации, в т. ч. и измерительной, теория информации трактует как устранение некоторой части неопределенности, а количество информации получается как разность неопределенности ситуаций до и после получения данного сообщения (результата измерения).

Хорошо известен пример оценки количества информации при равномерном законе распределения вероятности погрешностей [2]. Пусть априорно известно, что истинное значение подлежащей измерению физической величины лежит в диапазоне (X₁, X₂). Тогда плотность вероятности имеет вид

После выполнения измерений получено показание прибора A с погрешностью ± ?. При этом интервал неопределенности сократился до 2?, а плотность распределения стала равной

Тогда из (4) и (5) следует, что количество полученной при измерении информации выглядит как

Возвращаясь к оценкам рисков с учетом выводов информационной теории измерений, можно сделать следующие заключения.

1. Риск неопределенности априорной оценки (до выполнения измерения) по своей сути и последствиям принципиально не отличается от риска неопределенности результата измерения.

2. Риск неопределенности результата измерения целесообразно определять по энтропийному значению погрешности, являющемуся единой мерой дезинформации при любых законах распределения погрешностей.

3. На практике при оценке неопределенности измерений для целей коммерческого учета в качестве интервала неопределенности можно брать границы неисключенных систематических погрешностей, которые приводятся в МВИ.

Пример 1

У бытового потребителя стоял счетчик класса точности 2,0. Потребитель установил новый счетчик класса точности 1,0. Месячное потребление постоянно и равно 300 кВтч. Тариф на электроэнергию равен 1,84 руб./кВт-ч (Москва). Какой эффект получит потребитель от снижения рисков неопределенности результатов измерений при замене счетчика?

Рискоопасные интервалы неопределенности до и после замены счетчика составляют

?₁ = 300 ? 0,02 = 6 кВт?ч, ?₂ = 300 ? 0,01 = 3 кВт?ч,

а соответствующие риски

R₁ = 6 ? 1,84 = 11,04 руб., R₂ = 3 ? 1,84 = 5,52 руб.

Таким образом, ежемесячный эффект от замены счетчика при заданном потреблении с точки зрения уменьшения риска неопределенности результатов измерений составит:

Э = 11,04 – 5,52 = 5,52 руб.

Принимая, что средняя цена нового однофазного счетчика равна 600 руб., можно сделать вывод, что снижение риска при данных условиях окупится более чем за 9 лет.

Пример 2

Трехфазный потребитель потребляет в месяц 45 000 кВтч электроэнергии, которая измеряется ИС, имеющей приписанную в МВИ погрешность ±1,5 %. В результате модернизации ИС стала обладать погрешностью ±0,6 %. Определить ежемесячный эффект от снижения риска неопределенности результатов измерений, если тариф равен 0,8618 руб./кВт-ч («прочие потребители», Москва).

Рискоопасные интервалы неопределенности до и после модернизации ИС составляют

?₁ = 45 000 ? 0,015 = 675 кВт?ч, ?₂ = 45 000 ? 0,006 = 270 кВт?ч,

а соответствующие риски

R₁ = 675 ? 0,8618 = 581,7 руб., R₂ = 270 ? 0,8618 = 232,6 руб.

Таким образом, ежемесячный эффект от замены счетчика при заданном потреблении с точки зрения уменьшения риска неопределенности результатов измерений составит:

Э = 11,04 – 5,52 = 5,52 руб.

Если модернизация состояла в установке нового микропроцессорного счетчика ценой 11 000 руб., то затраты окупятся за 2,6 года.

Из приведенных примеров с простейшей (грубой) оценкой эффективности инвестиций в ИС видно, что, как и следовало ожидать, чем больше потребление, измеряемое ИС, тем выше эффективность ее установки (модернизации).

Таким образом, данный инструмент может служить средством обоснования инвестиций для уменьшения риска неопределенности результатов измерений с вероятными негативными последствиями для субъекта рынка, заключающимися в возможности ущерба от переплаты (для потребителей) или недоплаты (для генерирующих компаний). При более чем одной группе точек поставки (ГТП) определение значения их общего интервала неопределенности А сводится к задаче суммирования погрешностей каждого измерительного канала, которая корректно решается также с применением информационного подхода [2].

Достаточно часто эффект от внедрения АИИС КУЭ для электросетевой компании рассчитывают по «снижению потерь», приписывая потерям какую-то стоимость. Причем это снижение обусловлено тем, что уменьшается так называемое «безучетное потребление». Информационный подход и связанное с ним понятие риска неопределенности результата измерений могут быть распространены как на определение фактических потерь, так и на их планирование.

Для реализации такого подхода следует прежде всего рассматривать расчетные и расчетно-инструментальные методы определения потерь как вид измерения, результат которого выражается не только одной цифрой («отсчетом», математическим ожиданием), но погрешностью, которая имеет в общем случае свой закон распределения и зависит при прочих равных условиях от точности используемых средств измерений.

Тогда, обозначив риск неопределенности оценки потерь до ввода в эксплуатацию АИИС КУЭ как R₁(?_W1), а тот же риск неопределенности после получения данных АИИС КУЭ как R₂(?_W2), получим эффект в виде

Э = R₁(?_W1) – R₂(?_W2),

где (?_W1), (?_W2) – рискоопасные интервалы неопределенности, соответственно, до и после внедрения АИИС КУЭ.

Корректное определение (?_W1), (?_W2), а также их стоимости для коммерческих и технических потерь электроэнергии представляет собой отдельную сложную задачу, выходящую за рамки данной книги.

1. Экономический эффект от внедрения или модернизации измерительных систем коммерческого (и технического) учета электроэнергии может быть корректно определен с помощью принципа уменьшения риска неопределенности результатов измерений.

2. Риск неопределенности результатов измерений следует оценивать путем применения информационной теории измерительных систем на основе эффективных энтропийных значений их погрешностей.

3. При учете потерь эффект от внедрения АИИС КУЭ необходимо определять, применяя теорию рисков результатов расчетов и трактуя их с общих позиций измерений, как результатов сужения интервалов неопределенности.

1. Хонко Я. Планирование и контроль капиталовложений. – М.: Экономика, 1987.

2. Новицкий П. В. Основы информационной теории измерительных устройств. – Л.: Энергия, 1968.

3. Шеннон К. Работы по теории информации и кибернетике. – М.: Издательство иностранной литературы, 1963.