Учебное пособие: Методические указания по предоставлению информации в нп «атс» о состоянии системы учета электроэнергии Заявителя

«УТВЕРЖДЕНО»

Решением Наблюдательного совета НП «АТС»

(Протокол заседания Наблюдательного совета НП «АТС»

№ 45 от “ 22 ” апреля 2004 г.)

Приложение № 11.4

к договору о присоединении к торговой системе

оптового рынка

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

по предоставлению информации в НП «АТС»

о состоянии системы учета электроэнергии Заявителя

(Опросные листы)

РАЗДЕЛ 1

Введение

Данные «Методические указания» распространяются на всех субъектов ОРЭ и претендентов на получение статуса субъекта ОРЭ (далее Заявители).

«Методические указания по предоставлению информации в НП «АТС» о состоянии системы учета электроэнергии Заявителя» (далее «Методические указания…») являются единым документом, который определяет виды, состав и объем исходной информации, предоставляемой в НП «АТС».

Предоставление исходной информации в объеме требований настоящих «Методических указаний» необходимо для:

- реализации процедуры моделирования системы учета электроэнергии Заявителя;

- присоединение системы учета Заявителя к системе измерений ОРЭ и расчетной схеме ЕЭС России;

- расчета величины погрешности (неопределенности) измерений по каждому измерительному каналу системы учета Заявителя;

- составления систем балансов активной электроэнергии по учетным зонам и ОРЭ в целом, распределение небалансов, определение значений учетных показателей, выявление границ учетных зон, расчета потерь в сетевых элементах;

- реализации алгоритмов приведения значений активной электроэнергии, полученной в точках измерения к точке учета, использования алгоритмов для замещения информации при временном отсутствии данных по учету;

- оценки качества функционирования канала передачи данных коммерческого учета электроэнергии от Заявителя либо его законного представителя в НП «АТС» в целях обработки указанных данных и передачи совокупности обработанной информации в Финансово-расчетную системы НП «АТС»;

- создания и актуализации баз данных по состоянию учета участников ОРЭ.

В связи с особенностями функционирования ОРЭ при составлении документации о системе учета электроэнергии на ОРЭ следует обратить внимание на следующее:

- необходимость предоставлять данные о функционировании и технических характеристиках системы учета электроэнергии и системы телеизмерений;

- исходную информацию необходимо предоставлять, в первую очередь, по точкам измерения, которые расположены на оборудовании, принадлежащем Заявителю, т.е. по «своей» стороне от границы раздела имущественных отношений (границы балансовой принадлежности), при этом особенности предоставления исходной информации для каждого Заявителя изложены в разделе 2;

- в связи с использованием исходной информации для определения оборотов товарной продукции на ОРЭ и влиянием ее на финансовые расчеты между субъектами ОРЭ необходимо подтверждение каждого приведенного в Опросном листе значения, каждой приведенной технической характеристики. В качестве подтверждения используется ссылка на документ, на основании которого предоставлена данная информация.

РАЗДЕЛ 2

Объем предоставляемой исходной информации

Учитывая организационные и технические различия Заявителей, а также особенности стадий создания (модернизации) автоматизированной системы учета устанавливается следующий минимальный объем предоставляемой Заявителями исходной информации:

2.1 АО-энерго и сетевые компании должны предоставить исходную информацию по следующим видам объектов :

2.1.1 По подстанциям, принадлежащим Заявителю, которые имеют хотя бы одно присоединение, соединяющее данную подстанцию с энергообъектом (энергообъектами) смежного субъекта ОРЭ (далее контрагент), кроме того, предоставляются данные о технических параметрах сетевых элементов (трансформаторах, реакторах, компенсаторах) данной подстанции в соответствии с Таблицей 9

2.1.2 Исходная информация (средства и возможность проведения измерений) должна быть предоставлена по всем присоединениям системы шин, к которой подключено данное присоединение, указанное в пункте 2.1.1*. В случае отсутствия учета на присоединениях системы шин исходную информацию необходимо предоставить по отходящим (внешним) линиям (ВЛ и КЛ) данной подстанции*.

*необходимость и объем представляемой в НП «АТС» информации по присоединениям системы шин и подстанции в целом может быть скорректирован по согласованию с НП «АТС», при этом по умолчанию устанавливается требование по предоставлению информации в полном объеме.

2.1.3 Исходная информация по состоянию учета и телеизмерений для каждого присоединения, связывающих смежных субъектов ОРЭ, на стороне контрагента, представляется в соответствии с Таблицами 3.3, 3.4, 4.2 5.2, 6.2, 7.2.

2.1.4 По всем электростанциям, которые на момент предоставления исходной информации в НП «АТС» входят в состав АО-энерго, с учетом выполнения требований по генерируемой мощности, установленных в Правилах оптового рынка электрической энергии. При этом исходная информация предоставляется по следующим видам объектов:

- по точкам измерения на выводах генераторов;

- по точкам измерения, в которых происходит учет электроэнергии на собственные нужды, включая резервные вводы* (в первую очередь указывается исходная информация со стороны ВН трансформатора собственных нужд, при отсутствии какого-либо вида учета – со стороны НН, при этом следует учитывать, что это будут различные точки измерения);

- по точкам измерения на автотрансформаторах (со стороны ВН, СН, НН), а также повышающим трансформаторам (трансформаторы связи), трансформаторам собственных нужд (с напряжением ВН=6…20(24)кВ);

- данные о силовом электрооборудовании в соответствии с Таблицей 9 для автотрансформаторов, трансформаторов связи, трансформаторов собственных нужд (с напряжением ВН=6…20(24)кВ);

- по точкам измерения на всех отходящих от электростанции линиях (ВЛ и КЛ).

* указывается учет на резервных вводах как на источнике питания резервных токопроводов, так и учет на каждом резервном вводе блока.

2.1.5 Параметры генерирующего оборудования в соответствии с требованиями Таблицы 14.

Примечание: В связи с реформированием АО-энерго данные по состоянию учета на ОРЭ АО-энерго допустимо предоставлять с учетом предстоящего реформирования (т.е. с учетом новых границ вновь образовывающихся на базе АО-энерго компаний, если достоверно известны границы данных компаний). В этом случае в комплекте документов, предоставляемых АО-энерго, документы по каждой вновь образующейся компании предоставляются раздельно.

2.2 Федеральные электростанции должны предоставить исходную информацию по следующим видам объектов :

- по точкам измерения на выводах генераторов;

- по точкам измерения, в которых происходит учет электроэнергии на собственные нужды, включая резервные вводы* (в первую очередь указывается исходная информация со стороны ВН трансформатора собственных нужд, при отсутствии какого-либо вида учета – со стороны НН, при этом следует учитывать, что это будут различные точки измерения);

- по точкам измерения на автотрансформаторах (со стороны ВН, СН, НН), а также повышающим трансформаторам (трансформаторы связи), трансформаторам собственных нужд (с напряжением ВН=6…20(24)кВ);

- данные о силовом электрооборудовании в соответствии с Таблицей 9 для автотрансформаторов, трансформаторов связи, трансформаторов собственных нужд (с напряжением ВН=6…20(24)кВ);

- по точкам измерения на всех отходящих от электростанции линиях (ВЛ и КЛ).

* указывается учет на резервных вводах как на источнике питания резервных токопрводов, так и учет на каждом резервном вводе блока.

Представить параметры генерирующего оборудования в соответствии с требованиями Таблицы 14.

2.3 Потребители электроэнергии на ОРЭ должны предоставить исходную информацию по следующим видам объектов :

2.3.1 По всем подстанциям, принадлежащим Заявителю, которые имеют хотя бы одно присоединение, соединяющее данную подстанцию с энергообъектом (энергообъектами) контрагента, кроме того, предоставляются данные о технических параметрах сетевых элементов (трансформаторах, реакторах, компенсаторах) данной подстанции в соответствии с Таблицей 9.

2.3.2 Исходная информация (средства и возможность проведения измерений) должна быть предоставлена по всем присоединениям системы шин, к которой подключено присоединение, указанное в пункте 2.3.1*. В случае отсутствия учета на присоединениях системы шин исходную информацию необходимо предоставить по отходящим (внешним) линиям (ВЛ и КЛ) данной подстанции*.

*необходимость и объем представляемой в НП «АТС» информации по присоединениям системы шин и подстанции в целом может быть скорректирован по согласованию с НП «АТС», при этом по умолчанию устанавливается требование по предоставлению информации в полном объеме.

2.3.3 Исходная информация по состоянию учета и телеизмерений для каждого присоединения, связывающих смежных субъектов ОРЭ, на стороне контрагента, представляется в соответствии с Таблицами 3.3, 3.4, 4.2 5.2, 6.2, 7.2 (в случае получения необходимой информации от смежного субъекта ОРЭ).

2.4 Для получения Технических требований и предварительного предоставления информации

Субъекты ОРЭ и потенциальные участники торгов на ОРЭ предоставляют данные по текущему состоянию учета и системы телеизмерений на «своей» стороне для присоединений, по которым планируется поставка/потребление электроэнергии с ОРЭ (в большинстве это счетчики расчетного учета), а также данные о системе автоматизированного учета АИИС (АСКУЭ), в случае ее наличия.

Особенности и порядок предварительного предоставления информации о системе учета согласовывается с НП «АТС».

В данном случае допускается предоставления сокращенного объема информации, в частности допускается не предоставлять таблицы 2.6, 3.2, 3.4, 4.3, 5.3, 6.3, 7.1, 7.2, 8, 13, 15, при этом отсутствие указанных таблиц должно быть отмечено в пояснительной записке.

РАЗДЕЛ 3

Порядок представления документации

В НП «АТС» предоставляется:

1) Сопроводительное письмо организации – заявителя;

2) Комплект документов заявителя, включающий:

- титульный лист;

- ведомость документов;

- пояснительная записка;

- таблицы, описывающие объект измерений заявителя (состав и объем предоставления информации регламентированы разделами 4 и 5);

- схемы объекта измерений (состав и объем предоставления информации регламентированы разделами 4 и 5);

- приложения в соответствии с разделом 4.

Рекомендуется подготовленную документацию до предоставления в НП «АТС» согласовать с местным подразделением ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» (РДУ – до недавнего времени структурные подразделения АО-энерго, в настоящее время – это филиалы ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС»).

Комплект документов на бумажном носителе предоставляется в НП «АТС» с сопроводительным письмом, в котором поясняется назначение данного комплекта документов.

Одновременно материалы о состоянии учета электроэнергии в электронном виде передается в НП «АТС» электронным письмом.

По итогам рассмотрения комплекта документов, представленных для процедуры присоединения (Опросных листов) НП «АТС» в течение 21 (двадцати одного) рабочего дня выдает Акт соответствия (Приложение А), в случае достаточности материалов для реализации процедуры присоединения либо Акт несоответствия (Приложение Б).

РАЗДЕЛ 4

Порядок составления и оформления документации

4.1 Требования к оформлению документов на бумажном носителе

4.1.1 Общие требования

Документация на бумажном носителе оформляются на листах формата А4, на одной стороне листа. Поля страницы должны быть не менее 15 мм с каждой стороны. В исключительных случаях допускается оформление таблиц 4.1, 4.2, 5.1, 5.2, 6.1, 6.2 на листах формата А3. Буквенно-цифровые знаки должны быть не менее 10пт и не более 14пт, должен применяться одинарный междустрочный интервал, при этом рекомендуется использовать шрифт Times New Roman.

Документация на бумажном носителе предоставляются в НП «АТС» в пронумерованном и сброшюрованном виде.*

*термин «брошюрование» подразумевает оформление документов, исключающее несанкционированное изменение (изъятие, замещение) входящих в комплект отдельных документов.

4.1.2 Требования к оформлению титульного листа, пояснительной записки и ведомости документов

Документация должна быть оформлена в формате Microsoft Word.

Титульный лист, ведомость документов и пояснительная записка выполняются в соответствии с требованиями ГОСТ 2.105, 2.106, 2.109 [1-3]. Вариант титульного листа комплекта документов организации-заявителя приведен на рис.1.

4.1.3 Требования к табличным формам

Поля таблиц должны содержать наименование поля, указываемое на первой странице таблицы, а также цифровое обозначение поля, повторяемое на каждой странице таблицы.

При оформлении табличных форм не допускается: изменять последовательность и наименование полей, объединять поля, объединять строки.

Необходимо придерживаться правила: одна запись – одна строка, при этом данные по измерительным трансформаторам и вторичным цепям, относящимся к одной точке измерения, являются одной записью и, соответственно, оформляются в одной строке.

Каждая таблица должна располагаться на отдельном листе файла Excel, при этом все таблицы должны быть объединены в один файл Excel.

4.1.4 Требования к оформлению схем

Схемы на бумажном носителе должны предоставляться на листах формата A3, в случае ненасыщенной схемы допустимо использование листов формата A4.

В случае, если схема не помещается на одном листе формата A3 или A4, то она должна быть разделена на подсхемы, при этом необходимо предоставления структурной схемы, поясняющей взаимодействие подсхем.

Электрические схемы (схемы учета) необходимо выполнять в формате Microsoft Visio 2002, при этом в исключительных случаях допускается использование AutoCad 2000-2004. Структурные схемы АИИС(АСКУЭ) допускается выполнять в формате Microsoft Visio 2002 либо AutoCad 2000-2004.

Особенности предоставления схем в электронном виде

1. В случае использования форматов Microsoft Visio каждая подсхема представляется отдельной страницей внутри одного документа Visio.

2. В случае использования AutoCad каждая подсхема представляется как отдельный документ AutoCad. Предоставление подсхем в виде одна модель (Model) и несколько шаблонов (LayoutView) внутри одного документа не допускается.

3. Должна быть схема сведения подсхем в одну схему (Для AutoCad отдельным документом)

Пример: Cхема разделена на 4 части:

1. Microsoft Visio предоставляется один *.vsd файл из 5 страниц:

- Первая страница – сведения

- Страницы 2-5 – соответствующие подсхемы;

2. В AutoCAD предоставляются 5 файлов *.dwg;

При этом необходимо представить «неразбитую» схему (структурную схему).

Использование шрифтов

Как в Microsoft Visio, так и в AutoCad следует использовать TrueType шрифты идущие в стандартной поставке Windows или Microsoft Office. Предлагаю ограничиться такими семействами шрифтов:

1. Arial

2. Times New Roman

3. Courier

Администратор торговой системы оптового рынка электроэнергии

ОРГАНИЗАЦИЯ УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Заявителя

КОМПЛЕКТ ДОКУМЕНТОВ

Заявителя

для актуализации расчетной схемы ЕЭС России

2004

Рис.1 Титульный лист комплекта документов организации-заявителя (вариант)

4.2.1 Сопроводительное письмо должно быть подписано первым руководителем или первым техническим руководителем организации Заявителя и заверено печатью организации, при этом допускается использование печати для нефинансовых документов.

Пояснительная записка и Ведомость предоставляемых документов должны иметь соответствующие реквизиты* и быть подписаны первым техническим руководителем организации.

*под «реквизитами» понимаются обязательные сведения, которые должны содержаться в документе для признания его действительным. Такими сведениями в данном случае являются: наименование и дата составления документа; полное юридическое наименование, адрес и контактная информация (номера телефонов, электронная почта) организации, составившего документ; подписи ответственных лиц, с расшифровкой Ф.И.О, печати организации.

4.2.2 Ведомость документов

В Ведомости предоставленных документов перечисляются документы и копии документов, с указанием характеристик документа – наименование документа, количества листов в документе, наименование таблиц, чертежей, схем, приложений и т.д.

4.2.3 Пояснительная записка

Пояснительная записка должна включать следующие разделы:

1. Краткое описание основного вида деятельности организации

В данном разделе необходимо в краткой форме охарактеризовать организацию, привести основные технические параметры энергообъектов, а также указать особенности деятельности организации, в части функционирования на ФОРЭМ и ОРЭ.

2. Хронологические описание истории развития системы коммерческого учета и системы телеизмерений мощности.

В данном разделе необходимо изложить хронологию создания и развития системы учета, системы телеизмерений, с указанием документов, в соответствии с которыми функционирует система коммерческого учета электроэнергии (Технические задания, Технические и Рабочие проекты, Акты ввода в эксплуатацию, Сертификаты утверждения типа).

3. Взаимоотношения в сфере коммерческого учета

В данном разделе необходимо в краткой форме описать организационную структуру организации в части эксплуатации системы коммерческого учета и системы телеизмерений мощности, а также порядок взаимодействия со сторонними организациями (с Госстандартом, с ЗАО «ЦДР ФОРЭМ», с ФСК, с другими субъектами ФОРЭМ). При этом необходимо классифицировать характер взаимоотношений с субъектами ФОРЭМ.

4. Описание порядка составления и предоставления документации в соответствии с «Методическими указаниями»

В данном разделе необходимо для каждой таблицы, где имеется информация о технических устройствах, оборудовании, режимах их работы, привести источники, на основе которых предоставлена исходная информация, например реквизиты Паспортов на оборудование, Технические условия, по которым выполнены приборы и устройства, функционирующие в составе систем учета и телеизмерений. В случае отсутствия подтверждающих документов по тому или иному параметру, а также в случае визуального получения данных допускается указывать, что информация получена «натурным обследованием». В случае отсутствия каких-либо данных в предоставленной документации необходимо указать причину не предоставления информации. Пояснение должны быть приведены для каждой таблицы, кроме групп таблиц 1, 2, таблиц 3, 10, 11, 13, а также для предоставляемых схем. При отсутствии в комплекте документов отдельных таблиц, схем и других приложений необходимо привести в пояснительной записке соответствующие пояснения, также необходимо привести обоснования по отсутствию данных в отдельных полях таблиц.

4.3 Таблицы, описывающие объекты измерений Заявителя

1) Таблица 1.1 «Реквизиты организации, участвующей в торгах на ОРЭ»;

2) Таблица 1.2 «Должностные лица организации, участвующей в торгах на ОРЭ»;

3) Таблица 1.3 «Реквизиты организации, предоставляющей интересы участника торгов на ОРЭ»;

4) Таблица 1.4 «Должностные лица организации, предоставляющей интересы участника ОРЭ»;

5) Группа Таблиц 2.Х.Х «Перечень точек учета электроэнергии, входящих в сечение учета организации на ФОРЭМ»;

6) Таблиц 2.5 «Перечень точек учета электроэнергии»;

7) Таблиц 2.6 «Дополнительный перечень точек учета электроэнергии»;

8) Таблица 3.1 «Перечень точек измерения электроэнергии в системе учета»;

9) Таблица 3.2 «Перечень точек измерения электроэнергии по телеизмерениям»;

10) Таблица 3.3 «Перечень точек измерения электроэнергии в системе учета на противоположной стороне»;

11) Таблица 3.4 «Перечень точек измерения электроэнергии по телеизмерениям на противоположной стороне»;

12) Таблица 4.1 «Перечень трансформаторов тока»;

13) Таблица 4.2 «Перечень трансформаторов тока противоположной стороны»;

14) Таблица 4.3 «Несоответствие трансформаторов тока требованиям НТД»;

15) Таблица 5.1 «Перечень трансформаторов напряжения»;

16) Таблица 5.2 «Перечень трансформаторов напряжения противоположной стороны»;

17) Таблица 5.3 «Несоответствие трансформаторов напряжения требованиям НТД»;

18) Таблица 6.1 «Перечень счетчиков электроэнергии»;

19) Таблица 6.2 «Перечень счетчиков электроэнергии противоположной стороны»;

20) Таблица 6.3 «Несоответствие счетчиков электроэнергии требованиям НТД»;

21) Таблица 7.1 «Характеристика средств телеизмерений»;

22) Таблица 7.2 «Характеристика средств телеизмерений противоположной стороны»;

23) Таблица 8 «Перечень силового коммутационного оборудования»;

24) Таблица 9 «Перечень характеристик силового оборудования»;

25) Таблица 10 «Перечень внутренних каналов связи организации»;

26) Таблица 11 «Перечень внешних каналов связи организации»;

27) Таблица 12 «Технические характеристики АСКУЭ»;

28) Таблица 13 «Кодировка энергообъекта»;

29) Таблица 14 «Параметры генерирующего оборудования»;

30) Таблица 15 «Типовые графики нагрузки»;

31) Схемы учета;

По пунктам 1-31 (табл.1-15 и схемы учета) см. раздел 5

32) Структурная схема АСКУЭ;

33) Комплект документов:

- Приложение к Договору электроснабжения (Договор ФОРЭМ) или Акты разграничения балансовой принадлежности по всем точкам учета, включенных в сечение учета. Предоставленные документы должны однозначно определять границы балансовой принадлежности, функционирование системы коммерческого учета и методики определения (расчета) потерь электроэнергии (предоставляются копии, заверенные нотариально или уполномоченным лицом и печатью Заявителя).

- Акты о проведении ревизии и маркировании средств учета электрической энергии, используемых для расчетов за потребляемую электроэнергию с юридическим лицом (по форме и согласно Приложения №3 «Положения о порядке проведения ревизии и маркирования специальными знаками визуального контроля средств учета электроэнергии» зарегистр. в Минюсте 20.10.98. №1636 [4]).

- Паспорта-протоколы измерительного комплекса по всем точкам коммерческого учета (согласно РД 34.09.101-94 «Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении» Приложение 7 [5]).

- Методики выполнения измерений по всем точкам, включенным в сечение учета организации.

- Методики проведения расчетов потерь, возникающих вследствие разнесения места расположения измерительного комплекса (трансформатора тока) и границы балансовой принадлежности (предоставляются копии, заверенные нотариально или уполномоченным лицом и печатью Заявителя).

РАЗДЕЛ 5

Пояснения к составу перечисленных документов:

Таблица 1.1 «Реквизиты организации, участвующей в торгах на ОРЭ»

В электронном виде таблица предоставляется в табличных формах Microsoft Excel.

Содержание таблицы:

1) полное наименование организации согласно учредительным документам;

2) полный юридический адрес;

3) полный почтовый адрес;

4) ИНН организации;

5) номер телефона организации, с указанием кода междугородней связи;

6) номер факса организации, с указанием кода междугородней связи;

7) адрес электронной почты организации.

Вид Таблицы 1.1 «Реквизиты организации, участвующей в торгах на ОРЭ»

Таблица 1.2 «Должностные лица организации, участвующей в торгах на ОРЭ»

В электронном виде таблица предоставляется в табличных формах Microsoft Excel.

Данная таблица заполняется для следующих должностей:

- первый руководитель организации (генеральный директор, директор, управляющий, исполнительный директор и т.д.);

- первый технический руководитель организации (главный инженер, технический директор и т.д.)

- ответственные за систему коммерческого учета и взаимодействие с НП «АТС» (при функциональном разделении перечисляются все должности, с указанием обязанностей в части учета электроэнергии).

Содержание таблицы:

1) наименование организации;

2) полное наименование должности, согласно штатному расписанию;

3) фамилия;

4) имя;

5) отчество;

6) описание функциональных обязанностей: данное поля заполняется для персонала, участвующего в обслуживании системы учета, а также взаимодействующие с НП «АТС» по техническим вопросам коммерческого учета (данное поле не заполняется для следующих должностей: директор, главный инженер, главный энергетик);

7) номер телефона сотрудника, с указанием кода междугородней связи;

8) адрес электронной почты сотрудника.

Вид Таблицы 1.2 «Должностные лица организации, участвующей в торгах на ОРЭ»

Таблица 1.3 «Реквизиты организации, предоставляющей интересы участника торгов на ОРЭ»

В электронном виде таблица предоставляется в табличных формах Microsoft Excel.

Данная таблица заполняется в случае, если интересы организации-участника торгов на ОРЭ в НП «АТС» предоставляет сторонняя организация.

Содержание таблицы:

1) полное наименование организации согласно учредительным документам;

2) полный юридический адрес;

3) полный почтовый адрес;

4) ИНН организации;

5) номер телефона организации, с указанием кода междугородней связи;

6) номер факса организации, с указанием кода междугородней связи;

7) адрес электронной почты организации

8) реквизиты документов, на основании которых интересы участника торгов предоставляет данная организация (под документами подразумевается доверенность, различные виды договоров); к числу обязательно указываемых реквизитов относятся: наименование документа, дата подписания документа, наименования организаций, между которыми возникают организационно-правовые последствия, вследствие принятия данного документа, регистрационный номер документа, срок действия документа.

Вид Таблицы 1.3 «Реквизиты организации, предоставляющей интересы участника торгов на ОРЭ»

Таблица 1.4 «Должностные лица организации, предоставляющей интересы участника ОРЭ»

В электронном виде таблица предоставляется в табличных формах Microsoft Excel.

Пояснение

Данная Таблица заполняется в случае предоставления Таблицы 1.3

Содержание таблицы соответствует содержанию Таблицы 1.2

Группа Таблиц 2.Х.Х «Перечень точек учета электроэнергии, входящих в сечение учета организации на ФОРЭМ»

В электронном виде таблицы предоставляются в табличных формах Microsoft Excel.

Данные таблицы заполняют участники ФОРЭМ. В твердой бумажной копии каждая таблица предоставляет собой отдельный документ с наличием необходимых реквизитов. Данный документ составляется и предоставляется в НП «АТС» в двух экземплярах, подписанный обоими контрагентами и заверенный печатями обеих организаций (должна быть «синяя печать»).

Пояснение

В группу Таблиц необходимо включить все точки учета в сечение учета на ОРЭ. Группа Таблиц должна быть разбита на отдельные таблицы по субъектному принципу отношений, т.е. отдельная таблица по взаимоотношениям с каждым отдельным субъектом ФОРЭМ (ОРЭ). Принцип кодирования Таблиц:

- с ФСК (кодировка Таблицы 2.1);

- с сетевыми компаниями (в том числе с АО-энерго) (кодировка Таблицы 2.2.Х);

- с генерирующими компаниями (кодировка Таблицы 2.3.Х);

- с потребителями-субъектами ФОРЭМ (ОРЭ) (кодировка Таблицы 2.4.Х).

Внутри Таблиц по точкам учета применяется своя нумерация.

Содержание таблицы:

1) порядковый номер записей в таблице;

2) диспетчерское наименование присоединения (при отсутствии диспетчерского наименование должно быть указано буквенно-цифровое обозначение, которое однозначно идентифицирует присоединение в совокупности присоединений Заявителя);

3) текстовое описание расположение границы балансовой принадлежности (должно совпадать с описанием границы балансовой принадлежности, указанной в Договоре электроснабжения или Акте разграничения);

4) реквизиты Договора электроснабжения или Акта разграничения – [полное наименование документа, дата, номер] данные отделяются друг от друга разделителем, например: точка с запятой;

Вид группы Таблиц 2.Х.Х «Перечень точек учета электроэнергии, входящих в сечение учета организации на ФОРЭМ»

Таблица 2.5 «Перечень точек учета электроэнергии»

В электронном виде таблица предоставляется в табличных формах Microsoft Excel.

В твердой бумажной копии каждая таблица предоставляет собой отдельный документ. Данный документ составляется и предоставляется в НП «АТС» в двух экземплярах, подписанный и заверенный печатью организации (должна быть «синяя печать»).

Пояснение

В данный перечень необходимо включить точки учета, которые обозначены в разделе 2, за исключением точек учета, указанных в пунктах 2.1.2 и 2.3.2.

Содержание таблицы:

1) порядковый номер записей в таблице (должен совпадать с обозначением на структурной схеме учета и однолинейных схемах учета);

2) диспетчерское наименование присоединения (при отсутствии диспетчерского наименование должно быть указано наименование, которое однозначно идентифицирует присоединение в совокупности присоединений Заявителя)

3) номера записей Таблицы 3.1 (перечень точек измерения, соответствующей данной точке учета) – данные отделяются друг от друга разделителем, например: точка с запятой;

4) номера записей Таблицы 3.2 (перечень точек измерения, соответствующей данной точке учета) – данные отделяются друг от друга разделителем, например: точка с запятой;

5) номера записей Таблицы 3.3 (перечень точек измерения, соответствующей данной точке учета) – данные отделяются друг от друга разделителем, например: точка с запятой;

6) номера записей Таблицы 3.4 (перечень точек измерения, соответствующей данной точке учета) – данные отделяются друг от друга разделителем, например: точка с запятой;

7) номинальный ток присоединения, единица измерения – амперы (под номинальным током понимается наименьшее значение из: а) номинального тока выключателя, (автомата) силовой цепи либо б) минимального значения из уставок срабатывания токовых защит на отключение – в большинстве случаев это уставка МТЗ (ступень уставки).

Вид Таблицы 2.5 «Перечень точек учета электроэнергии»

Таблица 2.6 «Дополнительный перечень точек учета электроэнергии»

В электронном виде таблица предоставляется в табличных формах Microsoft Excel.

В твердой бумажной копии каждая таблица предоставляет собой отдельный документ.

Пояснение

В данный перечень необходимо включить точки учета, указанные в пунктах 2.1.2 и 2.3.2 раздела 2. Содержание таблицы соответствует содержанию Таблицы 2.5.

Таблица 3.1 «Перечень точек измерения электроэнергии в системе учета»

В электронном виде таблица предоставляется в табличных формах Microsoft Excel.

Пояснение

В данный перечень необходимо включить все точки измерения в сечении учета на ОРЭ, от которых измерительная информация поступает на счетчик, находящийся на «своей» стороне от границы балансовой принадлежности. Из вышесказанного следует, что одному обозначению точки учета (записи Таблицы 2.5 либо 2.6 и номеру на структурной схеме учета либо на однолинейных схемах учета) могут быть сопоставлены несколько точек измерения, указанных в Таблице 3.1. По сути, точка измерения – это место на электрической сети, где расположен трансформатор тока.

Примеры отличия точек учета от точек измерения

1. точка учета (граница балансовой принадлежности) расположена на стороне ВН трансформатора с расщепленной нижней обмоткой, при этом учет (измерительные трансформаторы тока и напряжения) расположен на стороне НН (на «ногах» силового трансформатора), отсюда одной точке учета (сторона ВН) соответствуют две точки измерения («ноги» силового трансформатора), при этом следует обратить внимание на наличие силового элемента (силового трансформатора) между точкой учета и точками измерения, характеристики которого необходимо указать в таблице 9.

2. точка учета (граница балансовой принадлежности) расположена на ВЛ (данная ВЛ присоединена к РУ ВН, имеющей в схеме обходной выключатель), при этом имеется одна точка учета и две точки измерения – на измерительных трансформаторах тока самой ВЛ и обходном выключателе.

Содержание таблицы:

1) порядковый номер записей в данной таблице (данный номер уникален и используется для связей таблиц);

2) реквизиты Актов о вводе в эксплуатацию системы по требованиям НП «АТС» [полное наименование документа, дата, номер];

3) реквизиты Актов о вводе в эксплуатацию системы по требованиям других организаций [полное наименование документа, дата, номер];

4) реквизиты Сертификата утверждения типа [полное наименование документа, дата, номер] по данной точке измерения;

5) реквизиты Методики выполнения измерений [полное наименование документа, дата, номер] по данной точке измерения;

6) реквизиты Методики расчета потерь [полное наименование документа, дата, номер].

Вид Таблицы 3.1 «Перечень точек измерения электроэнергии в системе учета»

Таблица 3.2 «Перечень точек измерения электроэнергии по телеизмерениям»

В электронном виде таблица предоставляется в табличных формах Microsoft Excel.

Пояснение

В данный перечень необходимо включить все точки измерения, где установлены датчики телеизмерений активной и реактивной мощности, находящиеся на «своей» стороне от границы балансовой принадлежности. Из вышесказанного следует, что одному обозначению точки учета (записи Таблицы 2.5 либо 2.6 и номеру на структурной схеме учета либо на однолинейных схемах учета) могут быть сопоставлены несколько точек измерения, указанных в Таблице 3.2. По сути, точка измерения – это место на электрической сети, где расположен трансформатор тока.

Содержание таблицы:

1) порядковый номер записей в данной таблице (данный номер уникален и используется для связей таблиц);

2) реквизиты Свидетельства о метрологической аттестации [полное наименование документа, дата, номер]*;

3) примечания

* указываются реквизиты Свидетельства, в случае если они получены до 05.09.97, в противном случае необходимо проводить метрологическую аттестацию в установленном Законом РФ от 27.04.93г. №4871-1 «Об обеспечении единства измерений» порядке.

Вид Таблицы 3.2 «Перечень точек измерения электроэнергии по телеизмерениям»

Таблица 3.3 «Перечень точек измерения электроэнергии в системе учета на противоположной стороне»

В электронном виде таблица предоставляется в табличных формах Microsoft Excel.

Пояснение

Необходимость заполнения данной таблицы определена в разделе 2.

Содержание таблицы соответствует содержанию Таблицы 3.1.

Таблица 3.4 «Перечень точек измерения электроэнергии по телеизмерениям на противоположной стороне»

В электронном виде таблица предоставляется в табличных формах Microsoft Excel.

Пояснение

Необходимость заполнения данной таблицы определена в разделе 2.

Содержание таблицы соответствует содержанию Таблицы 3.2

Таблица 4.1 «Перечень трансформаторов тока»

В электронном виде таблица предоставляется в табличных формах Microsoft Excel, для заполнения кодированных полей использовать буквы латинского алфавита.

Содержание таблицы:

1) порядковый номер записей в данной таблице;

2) номер записи Таблицы 3.1;

3) номер записи Таблицы 3.2;

4) тип способа измерения (О – трансформатор тока входит в состав измерительного комплекса, соответствующего требованиям ОРЭ*; А – трансформатор тока в составе измерительного комплекса, входящего в автоматизированную систему учета; Р – трансформатор тока передает токовый сигнал на счетчик, который не входит в состав АСКУЭ; Т - трансформатор тока передает токовый сигнал на датчик телеизмерений мощности), при одновременном наличии нескольких приборов – данные отделяются друг от друга разделителем, например: точка с запятой;

*под требованиями ОРЭ понимаются Технические требования НП «АТС» к автоматизированным системам учета электроэнергии на ОРЭ.

5) тип трансформатора тока;

6) коэффициент трансформации (вид записи: 600/5);

7) класс точности измерительной обмотки (если трансформатор тока имеет «плоскую» характеристику по величине погрешности в области малых нагрузок (2-20%), то указание об этом должно быть приведено, т.е. после цифрового обозначения класса точности должен быть приведен буквенный идентификатор «s», в противном случае класс точности трансформатора тока будет учитываться только по величине цифрового обозначения класса точности);

8) фазы, в которых установлены трансформаторы тока (А,В,С) (в случае установки разнотипных трансформаторов тока, указывается, в какой фазе установлен);

9) регистрационный номер о внесении в Государственный реестр средств измерений;

10) год выпуска;

11) номинальная нагрузка измерительной обмотки трансформатора тока (Вт, ВА – необходимо указать единицу измерения);

12) фактическая нагрузка измерительного керна для каждой фазы, с учетом всех включенных приборов и сопротивлений проводов (единица измерения: Ом) (например: 0,5; 0,4; 0,6 – данные отделяются друг от друга разделителем, точка с запятой); в частном случае допускается указывать подключенную нагрузку, при использовании в качестве единиц измерения: ВА либо Вт, в этом случае необходимо указывать единицу измерения, при этом данные приводятся к номинальному значению вторичного тока трансформатора тока и указать размерность;

13) тип приборов включенных в каждую фазу (например: А: A, W, Var, ЧЯ, осциллограф, Е849, ФИП, ИМФ; В: W, Var, ЧЯ, осциллограф, Е849, ФИП, ИМФ; С: A, W, Var, ЧЯ, осциллограф, Е849, ФИП, ИМФ);

14) длина (в метрах) токовых цепей (согласно проектно-монтажной документации или кабельного журнала);

15) заводской номер;

16) дата и номер акта ввода в эксплуатацию;

17) дата и номер акта последней метрологической поверки;

18) межповерочный интервал (в месяцах);

19) ГОСТ, по которому выполнен трансформатор тока;

20) место расположения трансформатора тока (текстовое описание расположения трансформатора тока как элемента электрической сети);

21) ссылка на Паспорт-протокол (реквизиты документа либо номер приложения в Комплекте документов); рекомендуемая форма оформления Паспорта-протокола измерительного комплекса представлена в Приложении В.

Вид Таблицы 4.1 «Перечень трансформаторов тока»

Таблица 4.2 «Перечень трансформаторов тока противоположной стороны»

В электронном виде таблица предоставляется в табличных формах Microsoft Excel, для заполнения кодированных полей использовать буквы латинского алфавита.

Пояснение

Данная Таблица заполняется в случае предоставления Таблицы 3.3 либо Таблицы 3.4.

Содержание таблицы соответствует содержанию Таблицы 4.1 (за исключением полей 2 и 3, где должны быть ссылки на Таблицы 3.3 и 3.4).

Таблица 4.3 «Несоответствие трансформаторов тока требованиям НТД»

В электронном виде таблица предоставляется в табличных формах Microsoft Excel.

Пояснение

Данная Таблица заполняется в случае, если в системе учета электроэнергии для измерений используются трансформаторы тока, которые не соответствуют действующим требованиям, в сфере учета электроэнергии, приведенным в следующих руководящих документах [5-7]:

1. РД 34.09.101-94 «Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении» (обязательна для предприятий РАО «ЕЭС России», для прочих в качестве рекомендации).

2. «Положение об организации коммерческого учета электроэнергии и мощности на оптовом рынке» (утверждены 12.10.01).

3. Действующие на момент предоставления Опросных листов «Правила устройства электроустановок».

Содержание таблицы:

1) номер записи Таблицы 4.1;

2) номер записи Таблицы 4.2;

3) фаза (А, В, С), в которой установлен трансформатор тока (в данной таблице необходима отдельная запись для каждой фазы, в которой установлен трансформатор тока не соответствующий требованиями руководящих документов);

4) несоответствие класса точности;

5) несоответствие коэффициента трансформации реальным режимам нагрузки на присоединении, в том числе требованиям пункта 1.5.17 ПУЭ;

6) несоответствие нагрузки измерительных цепей номинальному значению (превышение номинального значения);

7) возможность несанкционированного доступа к клеммным и контактным соединениям во вторичных цепях трансформатора тока;

8) иные недостатки, например применение проводов и кабелей, которые противоречат требованиям ПУЭ

Вид Таблицы 4.3 «Несоответствие трансформаторов тока требованиям руководящих документов»

Таблица 5.1 «Перечень трансформаторов напряжения»

В электронном виде таблица предоставляется в табличных формах Microsoft Excel, для заполнения кодированных полей использовать буквы латинского алфавита.

Содержание таблицы:

1) порядковый номер записей в данной таблице;

2) номера записей Таблицы 3.1 (перечисляются через точку с запятой);

3) номера записей Таблицы 3.2 (перечисляются через точку с запятой);

4) тип способа измерения (О – трансформатор напряжения входит в состав измерительного комплекса, соответствующего требованиям ОРЭ*; А – трансформатор напряжения входит в состав измерительного комплекса, входящего в автоматизированную систему учета; Р – трансформатор напряжения передает значения напряжения на счетчик, который не функционирует в составе АСКУЭ; Т - трансформатор напряжения передает значения напряжения на датчик телеизмерений мощности), перечисление через запятую;

*под требованиями ОРЭ понимаются Технические требования НП «АТС» к автоматизированным системам учета электроэнергии на ОРЭ.

5) тип трансформатора напряжения;

6) коэффициент трансформации (вид записи: 6000/100);

7) класс точности;

8) регистрационный номер о внесении в Государственный реестр средств измерений;

9) года выпуска;

10) номинальная нагрузка трансформатора напряжения, при сохранении класса точности (Вт, ВА);

11) фактическая нагрузка трансформатора напряжения, при сохранении класса точности (Вт, ВА);

12) потери напряжения в цепи трансформатор напряжения – счетчик (в % от номинального напряжения счетчика) (вид: А – 0,2%, В – 0,27%, С – 0,5%);

13) типы коммутационных аппаратов во вторичных измерительных цепях напряжения (должны быть указаны все типы коммутационных аппаратов: рубильников, автоматов) в случае различия количества и типа коммутационных аппаратов, установленных в цепи каждой фазы, то указать отдельно для каждой фазы;

14) заводские номера;

15) дата и номер акта ввода в эксплуатацию;

16) дата и номер акта последней метрологической поверки;

17) межповерочный интервал (в месяцах);

18) ГОСТ, по которому выполнен трансформатор напряжения;

19) Место расположения трансформатора напряжения (текстовое описание расположения трансформатора напряжения как элемента электрической сети);

20) Ссылка на Паспорт-протокол (реквизиты документа либо № приложения в Комплекте документов), рекомендуемая форма оформления Паспорта-протокола измерительного комплекса представлена в Приложении В.

Вид Таблицы 5.1 «Перечень трансформаторов напряжения»

Таблица 5.2 «Перечень трансформаторов напряжения противоположной стороны»

В электронном виде таблица предоставляется в табличных формах Microsoft Excel, для заполнения кодированных полей использовать буквы латинского алфавита.

Пояснение

Данная Таблица заполняется в случае предоставления Таблицы 3.3 либо Таблицы 3.4.

Содержание таблицы соответствует содержанию Таблицы 5.1 (за исключением полей 2 и 3, где должны быть ссылки на Таблицы 3.3 и 3.4).

Таблица 5.3 «Несоответствие трансформаторов напряжения требованиям руководящих документов»

В электронном виде таблица предоставляется в табличных формах Microsoft Excel.

Пояснение

Данная Таблица заполняется в случае, если в системе учета электроэнергии для измерений используются трансформаторы напряжения, которые не соответствуют действующим требованиям руководящих документов, приведенных в пояснениях к Таблице 4.3.

Содержание таблицы:

1) номер записи Таблицы 5.1;

2) номер записи Таблицы 5.2;

3) фаза (А, В, С), в которой установлен трансформатор напряжения (для однофазных трансформаторов – указать фазу, для трехфазных – Т);

4) несоответствие класса точности;

5) несоответствие нагрузки вторичных цепей;

6) иные недостатки, например применение проводов и кабелей, которые противоречат требованиям ПУЭ

Вид Таблицы 5.3 «Несоответствие трансформаторов напряжения требованиям руководящих документов»

Таблица 6.1 «Перечень счетчиков электроэнергии»

В электронном виде таблица предоставляется в табличных формах Microsoft Excel, для заполнения кодированных полей использовать буквы русского алфавита (кириллица).

Содержание таблицы:

1) порядковый номер записей в данной таблице;

2) номер записи Таблицы 3.1;

3) номер записи Таблицы 4.1;

4) номер записи Таблицы 5.1;

5) тип счетчика;

6) класс точности по активной энергии (если счетчик имеет «плоскую» характеристику по величине погрешности в области малых нагрузок (1-20%), то указание об этом должно быть приведено, т.е. после цифрового обозначения класса точности должен быть приведен буквенный идентификатор «s», в противном случае класс точности счетчика будет учитываться только по величине цифрового обозначения класса точности);

7) класс точности по реактивной энергии;

8) регистрационный номер о внесении в Государственный реестр средств измерений;

9) вид измеряемой энергии – возможности электросчетчика (А – активная энергия; Р – реактивная энергия; А,Р – активная и реактивная энергия);

10) возможности измерения энергии счетчиком (П – прием; О – отдача; Р – реверсивный);

11) используемый выход со счетчика (Т – телеметрический, Ц – цифровой, О – отсутствует);

12) схема подключения счетчика (А – схема Арона, при использовании двухэлементных счетчиков; А3 – схема Арона, при использовании трехэлементных счетчиков; А4 – четырехпроходная схема с трехэлементными счетчиками; А0 - другое);

13) год выпуска электросчетчика;

14) заводской номер;

15) дата и номер акта ввода в эксплуатацию;

16) дата и номер акта последней метрологической поверки;

17) межповерочный интервал (в месяцах);

18) ГОСТ, по которому выполнен счетчик;

19) Ссылка на Паспорт-протокол (реквизиты документа либо № приложения в Комплекте документов); рекомендуемая форма оформления Паспорта-протокола измерительного комплекса представлена в Приложении В;

20) характеристика измерительного комплекса (01 – прием активной электроэнергии; 02 – отдача активной электроэнергии; 03 – прием реактивной электроэнергии; 04 – отдача реактивной электроэнергии – используемые комбинации перечисляются через точку с запятой), при заполнении данного пункта необходимо руководствоваться «субъектным принципом»*; данное поле заполняется для присоединений, указанных в Таблице 2.5 и Таблице 2.6 (правила обозначения направления приема-отдачи на схемах смотри в требованиях к схемам учета).

* - «субъектный принцип» подразумевает определение направления приема и отдачи электроэнергии относительно электрооборудования субъекта, интересы которого представляет Заявитель.

Вид Таблицы 6.1 «Перечень счетчиков электроэнергии»

Таблица 6.2 «Перечень счетчиков электроэнергии противоположной стороны»

В электронном виде таблица предоставляется в табличных формах Microsoft Excel, для заполнения кодированных полей использовать буквы латинского алфавита.

Пояснение

Данная Таблица заполняется в случае предоставления Таблицы 3.3

Содержание таблицы соответствует содержанию Таблицы 6.1 (за исключением полей 2, 3, 4, где должны быть ссылка на Таблицу 3.3), за исключением поля 20, которое не заполняется.

Таблица 6.3 «Несоответствие счетчиков электроэнергии требованиям руководящих документов»

В электронном виде таблица предоставляется в табличных формах Microsoft Excel.

Пояснение

Данная Таблица заполняется в случае, если в системе учета электроэнергии для измерений используются счетчики электроэнергии, которые не соответствуют действующим требованиям руководящих документов, приведенных в пояснениях к Таблице 4.3.

Содержание таблицы:

1) номер записи Таблицы 6.1;

2) номер записи Таблицы 6.2;

3) несоответствие схемы подключения;

4) несоответствие класса точности;

5) возможность несанкционированного доступа к клеммным и контактным соединениям счетчика;

6) иные недостатки, которые противоречат требованиям ПУЭ

Вид Таблицы 6.3 «Несоответствие счетчиков электроэнергии требованиям руководящих документов»

Таблица 7.1 «Характеристика средств телеизмерений»

В электронном виде таблица предоставляется в табличных формах Microsoft Excel.

Содержание полей таблицы:

1) порядковый номер записей в данной таблице;

2) номер записи Таблицы 3.2;

3) номер записи Таблицы 4.1;

4) номер записи Таблицы 5.1;

5) тип датчика активной мощности;

6) класс точности датчика мощности по активной мощности;

7) ГОСТ, по которому выполнен датчик мощности;

8) количество уровней телеизмерений ретрансляции до уровня АО-энерго;

9) путь передачи телеизмерений до уровня АО-энерго (текстовое описание);

10) диапазон измерения датчика в кВт (выражается в приведенных значениях в кВт (минимум, максимум));

11) градуировочная характеристика системы датчик мощности АЦП (код-мощность (задается серией пар значений Код-мощность с обязательным указанием значений при 0 и при 255 квантов));

12) формула(ы) линеаризации градуировочной характеристики в месте преобразования в именованную величину [в форме Ах+B];

13) минимальная разрядность АЦП КП и передачи с КП [обычно 8];

14) наличие алгоритма фильтрации выбросов в КП [да, нет];

15) максимальный порог изменения кода для передачи на всех уровнях (от КП до ОИК) [количество квантов, при изменении на которое происходит безусловная передача кода на вышестоящий уровень];

16) среднее суммарное время запаздывания от момента измерения до момента присоединения штампа времени к показателю (в основном на уровне ОИК) на интервале 30 минут [в секундах];

17) перечень объектов, на которых существует наблюдаемость передаваемого значения.

Вид Таблицы 7.1 «Характеристика средств телеизмерений»

Таблица 7.2 «Характеристика средств телеизмерений противоположной стороны»

В электронном виде таблица предоставляется в табличных формах Microsoft Excel, для заполнения кодированных полей использовать буквы латинского алфавита.

Пояснение

Данная Таблица заполняется в случае предоставления Таблицы 3.4.

Содержание таблицы соответствует содержанию Таблицы 7.1 (за исключением полей 2, 3, 4, где должны быть ссылка на Таблицу 3.4).

Таблица 8 «Перечень силового коммутационного оборудования»

В электронном виде таблица предоставляется в табличных формах Microsoft Excel.

Пояснение

Под коммутационными аппаратами, в данном случае, понимаются силовые коммутационные аппараты – выключатели и разъединители. Порядок оперативного управления указывается только для основного коммутационного аппарата цепи (в большинстве случаев – это выключатель).

Содержание таблицы:

1) порядковый номер записей в данной таблице;

2) номер записи Таблицы 2.5, т.е. необходимо указать к какому присоединению относится данный коммуникационный аппарат, при этом если один коммутационный аппарат относится к двум и более присоединениям, то в этом случае ссылки на записи Таблицы 2.5 указываются через точку с запятой;

3) тип коммутационного аппарата (в случае наличия в цепи присоединения, где расположена точка учета нескольких коммутационных аппаратов, они должны быть указаны отдельно);

4) порядок управления коммутационным аппаратом (ручное, дистанционное, указать возможность автоматического управления (АВР, АПВ, АЧР, АЧД, ПА - без расшифровки)) – данное поле заполняется в произвольном формате;

5) указать порядок диспетчерского управления данным коммутационным аппаратом (в чьем оперативном управлении находится коммутационный аппарат, порядок передачи команд оперативно-диспетчерского персонала) - данное поле заполняется в произвольном формате;

6) указать порядок диспетчерского управления данным коммутационным аппаратом (в чьем оперативном ведении находится коммутационный аппарат, порядок передачи команд оперативно-диспетчерского персонала) - данное поле заполняется в произвольном формате;

7) примечание (указываются характеристики коммутационного оборудования, а также характер работы РЗА) – допустимо не заполнять.

Вид Таблицы 8 «Перечень силового коммутационного оборудования»

Таблица 9 «Перечень характеристик силового оборудования»

В электронном виде таблица предоставляется в табличных формах Microsoft Excel.

Пояснение

Таблица заполняется для точек учета, места, расположения которых не совпадают с местами расположения точек измерения (т.е.: места расположения трансформаторов тока и границ балансовой принадлежности не совпадают, с учетом принятых в подпункте 4 допущений). Наиболее распространенный случай – это когда граница балансовой принадлежности находится на стороне смежного субъекта ОРЭ (либо посредине линии), а точки измерения показываются по своей стороне.

Кроме того, в данную Таблицу, в обязательном порядке, вносятся типы автотрансформаторов, установленных на подстанциях, с шин которых передается (принимается) электроэнергия от других субъектов ОРЭ, в этом случае в поле 2 данной Таблицы указывается наименование подстанции.

Для электростанций также необходимо указать типы автотрансформаторов, повышающих трансформаторов (трансформаторы связи), трансформаторам собственных нужд (с напряжением ВН=6…20(24)кВ).

Содержание таблицы:

1) порядковый номер записей в данной таблице;

2) номер записи Таблицы 2.5;

3) элемент сети (Т-трансформатор, АТ-автотрансформатор, ВЛ-воздушная линия, в том числе отпайка, КЛ-кабельная линия, Р-реактор);

4) длина ВЛ и КЛ от места установки трансформатора тока до границы балансовой принадлежности, в метрах (допущение: расстояния менее 200 метров принимаются равными нулю, технические характеристики оборудования предоставляются на основании проектной документации либо расчетным путем: усредненное расстояние между опорами на количество опор – для ВЛ);

5) марка провода (кабеля) (например для ВЛ: АС-240/56, где 56 –сечение стали), количество проводов в фазе – данные отделяются друг от друга разделителем, например: точка с запятой (для ВЛ с отпайкой при необходимости приводятся два значения – для ВЛ и для отпайки; для ВЛ и КЛ, в случае использования проводов и кабелей различных марок и сечений указывается параметры с худшими характеристиками);

6) тип силового трансформатора, автотрансформатора, реактора (под типом элемента сети в данном случае понимается буквенно-цифровая кодировка, например: ТРДЦН-63000/220);

7) используемый коэффициент трансформации силового трансформатора либо автотрансформатора (подразумевается номинальный коэффициент трансформации, без учета положения РПН; для автотрансформатора – два значения: Квн-сн, Квн-нн – данные отделяются друг от друга разделителем, например: точка с запятой);

8) метод определения величины энергии, с учетом вычисленных добавок к показаниям, если показания счетчика корректируются.

Вид Таблицы 9 «Перечень характеристик силового оборудования»

Таблица 10 «Перечень внутренних каналов связи организации»

В электронном виде таблица предоставляется в табличных формах Microsoft Excel.

Пояснение

Данная Таблица заполняется для каналов связи внутри энергообъекта (под энергообъектом понимается подстанция, либо совокупность подстанций с максимальной удаленностью друг от друга не более 1 км).

Содержание таблицы:

1) порядковый номер записей в данной таблице;

2) номер записи Таблицы 13 (в случае отсутствия Таблицы 13 указывается диспетчерское наименования энергообъекта);

3) точки учета данного энергообъекта (через запятую перечисляются номера записей Таблицы 2.5, присоединения которых расположены на данном энергообъекте);

4) вид физического канала (телефонная, выделенная линия, транковая связь, ВЧ-связь, GSM-связь, радиосвязь, Ethernet и т.д.). При наличии канала состоящего из нескольких видов физического канала, указываются все виды;

5) интерфейс и протоколы передачи данных (например: RS-232, RS-485, ИРПС);

6) максимально достижимая скорость передачи данных (бит/с) – допустима качественная оценка, основанная на опыте эксплуатации;

7) минимальная скорость передачи данных (бит/с) – допустима качественная оценка, основанная на опыте эксплуатации;

8) длина канала связи (в метрах) для физического канала или расстояния между электросчетчиком и промконтроллером (дается на основе проектной документации либо оценочно, с учетом фактического расположения коллекторов, коробов и т.п.);

9) примечание. В примечании указываются:

- особенности функционирования канала;

- физические среды распространения сигнала;

- используемое в данном канале связи оборудование (модемы коммутируемые и некоммутируемые, применяемые мини-АТС, мультиплексоры и т.п.)

Вид Таблицы 10 «Перечень внутренних каналов связи организации»

Таблица 11 «Перечень внешних каналов связи организации»

В электронном виде таблица предоставляется в табличных формах Microsoft Excel.

Пояснение

Данная Таблица заполняется для каналов связи между энергообъектами внутри участника (претендента) ОРЭ.

Содержание таблицы:

1) порядковый номер записей в данной таблице;

2) номера записей Таблицы 13 (указываются энергообъекты, между которыми существует канал связи); в случае отсутствия кодировок указываются диспетчерские наименования энергообъектов;

3) вид физического канала (телефонная, выделенная линия, GSM-связь, радиосвязь, Ethernet и т.д.). При наличии канала состоящего из нескольких видов физического канала, указываются все виды;

4) максимально достижимая скорость передачи данных (бит/с) – допустима качественная оценка, основанная на опыте эксплуатации;

5) минимальная скорость передачи данных (бит/с) – допустима качественная оценка, основанная на опыте эксплуатации;

6) наличие шлейфов – указываются коды либо диспетчерские наименования подстанций, информация с которых поступает через данный канал связи, т.е. которые «сидят» в хвосте данного шлейфа; при наличии кольцевой схемы канала связи допустимо данное поле не заполнять.

7) примечание. В примечании указываются:

- особенности функционирования канала;

- физические среды распространения сигнала;

- используемое в данном канале связи оборудование (модемы коммутируемые и некоммутируемые, применяемые мини-АТС, мультиплексоры и т.п.)

Вид Таблицы 11 «Перечень внешних каналов связи организации»

Таблица 12 «Технические характеристики АИИС (АСКУЭ)»

В электронном виде таблица предоставляется в табличных формах Microsoft Excel.

Содержание таблицы:

1) порядковый номер записей в данной таблице;

2) номер записи Таблицы 13 (в случае отсутствия Таблицы 13 указывается диспетчерское наименование энергообъекта);

3) тип промконтроллера (УСПД, мультиплексор, и т.д.);

4) глубина хранения информации при хранении 30-ти минутных значений;

5) количество каналов сбора данных по цифровому интерфейсу;

6) количество каналов сбора данных по импульсным каналам;

7) поддерживаемые интерфейсы и протоколы передачи на верхний уровень;

8) перечень поддерживаемых электросчетчиков;

9) регистрационный номер о внесении в Государственный реестр средств измерений (в случае сбора информации от счетчиков по число-импульсным выходам).

Вид Таблицы 12 «Технические характеристики АИИС (АСКУЭ)»

Таблица 13 «Кодировка энергообъекта»

В электронном виде таблица предоставляется в табличных формах Microsoft Excel.

Содержание таблицы:

1) порядковый номер записей в данной таблице;

2) диспетчерское наименование подстанции;

3) действующее кодовое обозначение подстанции;

4) юридическое наименование организации, присвоившее подстанции данную кодировку и использующее ее в настоящее время (на разных уровнях – ЦДУ-ОДУ, АО-энерго, ПЭС, РЭС либо само предприятие);

5) дата присвоения действующей кодировки (месяц, год);

6) код региона, на территории которого расположена подстанция (например: Костромская область – 44, Воронежская область - 36);

7) примечание.

Вид Таблицы 13 «Кодировка энергообъекта»

Таблица 14 «Параметры генерирующего оборудования»

В электронном виде таблица предоставляется в табличных формах Microsoft Excel.

Данная Таблица заполняется только федеральными электростанциями, а также АО-энерго, в состав которых входят генерирующие объекты.

Содержание таблицы:

1) порядковый номер записей в данной таблице;

2) наименование электростанции;

3) вид топлива (основной, резервный);

4) суммарный нормативный расход на собственные нужды по станции в целом, МВт;

5) суммарный реальный расход на собственные нужды по станции в целом, МВт (данные могут носить качественную оценку);

6) – n) параметры блоков (генераторов)*:

1 значение – номинальная мощность генератора, МВт;

2 значение – реальная мощность блока (с учетом технологических ограничений) в номинальном режиме, МВт;

3 значение – номинальный (проектный) расход на собственные нужды, % к установленной мощности (для станций, где невозможно выделить расход на собственные нужды по блоку для данного значения проставляют значение – 0);

4 значение – реальный расход на собственные нужды, % к установленной мощности (для станций, где значение 3 равно – 0, в данном поле – 0);

5 значение – нормативный технологический минимум блока, МВт;

6 значение - реальный технологический минимум блока, МВт

* n – количество генераторов, значения 1-6 указываются через точку с запятой.

Вид Таблицы 14 «Параметры генерирующего оборудования»

Таблица 15 «Типовые графики нагрузки»

В электронном виде таблица предоставляется в табличных формах Microsoft Excel.

Пояснение

Данная Таблица заполняется предприятиями-потребителями по всем точкам учета. АО-энерго, сетевые предприятия и электростанции предоставляются данные по присоединениям, по которым производится электроснабжение предприятий-потребителей и существует типовой график.

Предоставление данных по прочим присоединениям производится при наличии типовых графиков нагрузки присоединений.

Для каждого типового графика необходимо рассчитать коэффициенты.

В ряде случаев совокупность присоединений может быть представлена одним типовым графиком нагрузки (если несколько присоединений имеют одинаковый типовой график нагрузки), при этом расчетные коэффициенты определяются для типового графика данной совокупности присоединений.

Содержание таблицы:

1) порядковый номер таблицы 3.1;

2) порядковый номер таблицы 3.3;

3) – 26) часовые значения активной электроэнергии летнего режимного дня (значения в кВт*ч, целые числа);

27) – 51) часовые значения активной электроэнергии зимнего режимного дня (значения в кВт*ч, целые числа);

К таблице должны быть приложены значения и формулы следующих коэффициентов:

- плотность (коэффициент заполнения) суточного графика нагрузки (для летнего и зимнего режимного дня);

- неравномерность (коэффициент ночного снижения) суточного графика нагрузки (для летнего и зимнего режимного дня);

- коэффициент максимума активной мощности (для летнего и зимнего режимного дня);

- коэффициент годовой неравномерности электропотребления;

- продолжительность использования наибольшей нагрузки в течение года;

- время наибольших потерь мощности;

- коэффициент использования активной мощности для группы электроприемников (для летнего и зимнего режимного дня);

- коэффициент спроса по активной мощности (по потребляемой мощности в процессе эксплуатации, в случае отсутствия данных по проектной величине)

по расчетной мощности:

по потребляемой мощности:

Данные коэффициенты рассчитываются для совокупного потребления обособленного энергообъекта. Коэффициенты предоставляются только предприятиями-потребителями.

Формулы для проведения расчетов и порядок расчета определены в [8-10].

В случае использования другой литературы необходимо привести формулу, по которой выполнен расчет, а также приведены необходимые пояснения по используемым обозначениям и сокращениям.

Вид Таблицы 15 «Типовые графики нагрузки»

Требования к схемам учета

Схема учета предоставляет собой совокупность структурной схемы учета и однолинейных схем учета (однолинейные схемы предоставляются для «своих»* энергообъектов, обозначенных на структурной схеме учета).

* в случае предоставления данных по Таблицам 3.3 и 3.4 необходимо предоставить однолинейные схемы энергообъектов (подстанций) смежных субъектов ОРЭ (только тех подстанций, которые имеют присоединения, связывающие смежных субъектов ОРЭ) .

Требования к структурной схеме учета

Определение: Под структурной схемой учета (для АО-энерго, сетевых компаний, предприятий-потребителей) подразумевается однолинейная электрическая схема организации, на которой должны быть указаны* (в соответствии с требованиями раздела 2):

- элементы электрической сети организации (присоединения и подстанции), по которым (от которых) проходит граница балансовой принадлежности (далее в данном пункте «пограничные объекты»)**;

- подстанции, которые связаны с пограничными объектами присоединениями (ВЛ, КЛ);

- внутренние объекты генерации (должен быть показан учет на генераторах, собственных нуждах, выдача электроэнергии);

- элементы электрической сети смежного субъекта ОРЭ, по которым (от которых) проходит граница балансовой принадлежности**.

* На схеме необходимо обозначить структуру подстанций, при этом на отдельных листах приводятся однолинейные схемы подстанций.

** Элементы показываются условно: присоединения ВЛ и КЛ показываются в виде линий; подстанции показываются в виде шин (при наличии нескольких уровней напряжения – в виде нескольких шин, при этом принадлежность шин к данной подстанции выделяют контуром); внутренние объекты генерации в виде совокупности шин и значка генерации.

Для электростанций (как федеральных, так и входящих в состав АО-энерго) необходимо представить однолинейную схему электростанции (главную электрическую схему, на которой структурно показаны собственные нужды).

На схеме учета необходимо обозначить:

- диспетчерские наименования подстанций и присоединений;

- нумерацию всех точек учета, которая должна совпадать с нумерацией Таблицы 2.5 и 2.6 (обозначения должны обеспечить возможность идентификации принадлежности точек учета к совокупностям Таблиц 2.5 и 2.6);

- уровни напряжения шин на подстанции;

- счетчики электроэнергии и датчики мощности, установленные на присоединениях, при этом должны быть указаны направления приема и отдачи, согласно определенному в описании таблицы 6.1 «субъектному» принципу: прием – сплошная линия со стрелкой, указывающей направление приема, отдача – пунктирная линия со стрелкой;

- границы балансовой принадлежности*;

- расстояние (в км) между границами балансовой принадлежности местом расположения счетчиков электроэнергии.

* границы балансовой принадлежности обозначаются пунктиром, по всему периметру границы, при этом для АО-энерго объекты внутренней генерации также необходимо выделять пунктиром.

Схема учета предоставляется на листах формата А3 либо А4, на которых может быть предоставлено не более 35 точек учета, в случае большего количества точек учета схему необходимо предоставлять на отдельных листах формата А3, при этом на отдельном листе должны быть структурно обозначены взаимосвязи отдельных листов схемы.

Требования к однолинейным схемам учета

Однолинейные схемы учета подстанций и схемы внутренней генерации рекомендуется выполнять на листах формата А4, при этом допустимо использование формата А3.

Элементы схем выполняются в соответствии с ЕСКД.

На схеме обозначаются:

- силовые элементы электрической сети в соответствии с нормативно-технической документацией;

- компенсирующие конденсаторные установки, предназначенные для компенсации реактивной мощности;

- трансформаторы тока (показываются как установленные в одной фазе, вне зависимости от количества трансформаторов тока и наличия их в каждой фазе);

- трансформаторы напряжения, которые используются в измерениях;

- счетчики электроэнергии и датчики мощности, установленные на присоединениях, при этом должны быть указаны направления приема и отдачи, согласно определенному в описании таблицы 6.1 «субъектному» принципу: прием – сплошная линия со стрелкой, указывающей направление приема, отдача – пунктирная линия со стрелкой;

- границы балансовой принадлежности претендента;

- диспетчерские наименования распредустройств, секций, систем шин;

- диспетчерские наименования присоединений (в случае насыщенной схемы или длинных наименований допускается применять цифровые обозначения присоединений в соответствии с требованиями Таблицы 2.5 – для присоединений, включенных в сечение учета, для остальных присоединений – в соответствии с Таблицей 2.6, при этом необходимо не допускать совпадение нумерации Таблицы 2.5 и указанной нумерации);

- номинальные значения напряжения секций, систем шин;

- наименование организации, а также наименования энергоснабжающих организаций и субабонентов (в случае насыщенной схемы или длинных наименований допускается применять цифровые обозначения энергоснабжающих организаций и субабонентов с расшифровкой в приложениях к схеме).

На схеме не указываются:

- присоединения, не включенные в сечение поставки с оптового рынка электроэнергии;

- заземляющие ножи;

- трансформаторы напряжения, не участвующие в измерениях;

- ограничители перенапряжений, разрядники;

- реакторы и реакторные группы, вольтодобавочные трансформаторы, если они не входят в цепь присоединения, включенного в сечение поставки с оптового рынка электроэнергии;

- номинальные и прочие параметры оборудования и режимы работы электрической сети.

Требования к структурной схеме АСКУЭ не устанавливаются.

Под структурной схемой АСКУЭ понимается графическое изображение связей элементов системы и их функциональное назначение на уровне информационного обмена.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. ГОСТ 2.105-95 Единая система конструкторской документации. Общие требования к текстовым документам.

2. ГОСТ 2.106-96. Единая система конструкторской документации. Текстовые документы.

3. ГОСТ 2.109-73. Единая система конструкторской документации. Основные требования к чертежам.

4. Положение о порядке проведения ревизии и маркирования специальными знаками визуального контроля средств учета электрической энергии», утвержденные 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 г. под №1636).

5. РД 34.09.101-94. Министерство топлива и энергетики Российской Федерации. Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении.

6. Положение об организации коммерческого учета электроэнергии и мощности на оптовом рынке» (Утверждено Председателем Правления РАО «ЕЭС России» 12.10.01г., согласовано Минэнерго РФ).

7. Правила устройства электроустановок (ПУЭ). Шестое издание с изменениями и дополнениями. – М.: ЗАО «Энергосервис», 2002. - 608 с.

8. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий». В 2-х кн. Под общ. ред. А.А.Федорова и Г.В.Сербиновского. Кн.1. Проектно-расчетные связи. - М.: Энергия, 1973. – 528 с.: ил.

9. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий». В 2-х кн. Под общ. ред. А.А.Федорова и Г.В.Сербиновского. Кн.2. Технические сведения об оборудовании - М.: Энергия, 1973. – 520 с.: ил.

10. Козлов В.А. Электроснабжение городов. – Л.: Энергоатомиздат. Ленинградское отделение, 1988. – 264 с.: ил.

Приложение А

Форма Акта соответствия

Акт

соответствия документов коммерческого учета

Представленная Вами документация о состоянии системы коммерческого учета электроэнергии ___________________________________________________

(наименование юридического лица)

___________________________________соответствует требованиям Методических указаний по представлению информации (опросных листов) в НП «АТС» с целью проведения процедуры присоединения системы учета электроэнергии ______________________________________________________________________

(наименование юридического лица)

к модели измерений и расчетной схеме ОРЭ.

При проверке опросных листов выявлены следующие замечания:

1.

2.

3.

…….

В связи с вышеизложенным НП «АТС» направляет представленный Вашей организацией Комплект документов в ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» для согласования и присоединения системы учета _______________________________________________________________

(наименование юридического лица)

к модели измерений ОРЭ и включению энергообъектов в расчетную схему ОРЭ.

Председатель Правления НП «АТС» И.О. Фамилия

Приложение Б

Форма Акта несоответствия

Акт

несоответствия документов коммерческого учета

Представленная Вами документация о состоянии системы коммерческого учета электроэнергии ____________________________________________________

(наименование юридического лица)

________________________соответствует требованиям Методических указаний по представлению информации (опросных листов) в НП «АТС» с целью проведения процедуры присоединения системы учета электроэнергии ____________________ ______________________________________________________________________

(наименование юридического лица)

к модели измерений и расчетной схеме ОРЭ по следующим вопросам:

1.

2.

3.

…….

В связи с вышеизложенным НП «АТС» отказывает

_______________________________________________________________________

(наименование юридического лица)

в присоединении его системы учета к модели измерений ОРЭ и включению энергообъектов в расчетную схему ОРЭ.

Председатель Правления НП «АТС» И.О. Фамилия

Приложение В

Паспорт-протокол на информационно-измерительной комплекс

1. Наименование объекта (электростанция, подстанция) ____________________________________

_________________________________________________________________________

2. Наименование присоединения ________________________________________________________

__________________________________________________________________________

3. Дата ввода комплекса в эксплуатацию _________________________________________________

4. Основные паспортные и эксплуатационные данные:

4.1. Счетчики электрической энергии:

Обозначение счетчика по схеме учета электроэнергии, вид учета (Расчёт или Контроль), вид энергии (А или R)_____________________________________________________

Тип ________________, № ___________.напряжение_______________,ток ____________________,

класс точности__________, количество тарифов ____________, Номер в

Госреестре___________________,Схема включения___________________________________,

Погрешность счётчика _______, измерения проводились при реальной нагрузке ____.

4.2. Трансформаторы тока:

Фазы А-Тип _________, № _________, класс точности измерительной обмотки: _________, коэффициент трансформации __________________.допустимая нагрузка _______________, фактическая нагрузка ___________, Номер в Госреестре _____________________________

другие данные_________________________________________________________

Фазы В-Тип _________, № _________, класс точности измерительной обмотки: ________, коэффициент трансформации ___________________.допустимая нагрузка____________, фактическая нагрузка ___________, Номер в Госреестре_____________ _______________

Другие данные _________________________________________________________

Фазы С-Тип _________, № _________, класс точности измерительной обмотки: ________, коэффициент трансформации ___________________.допустимая нагрузка ________, фактическая нагрузка ___________, Номер в Госреестре _______________

другие данные_________________________________________________________

4.3. Трансформаторы напряжения:

Фаза А-Тип _________, № __________, класс точности: __________ , коэффициент. трансформации __________________, допустимая нагрузка ____________, фактическая нагрузка _____________, Номер в Госреестре ____________,

другие данные ___________________________________________________________

Фаза В-Тип _________, № __________, класс точности: __________ , коэфф. трансформации __________, допустимая нагрузка ____________, фактическая нагрузка _____________, Номер в Госреестре ____________,

другие данные __________________________________________________

Фаза С-Тип _________, № __________, класс точности: __________ , коэффициент трансформации ___________________, допустимая нагрузка ____________, фактическая нагрузка _____________, Номер в Госреестре ____________,

другие данные _____________________________________________________

5. Схемы соединения и кабельные связи:

Токовые цепи:

Схема соединения измерительных обмоток трансформаторов тока _______________________________________________________________________________

Схема соединения кабелей (с указанием маркировки, наименования сборок выводов шкафов и панелей), параметры кабелей и др.

Цепи напряжения:

Схема соединения кабелей (с указанием маркировки, наименования сборок выводов шкафов и панелей), параметры кабелей и др. _________________________________________________

__________________________________________________________________________

__________________________________________________________________________

Допустимое значение потерь напряжения от ТН до счетчика _____________________

_________________________________________________________________________

Фактическое значение потерь напряжения от ТН до счетчика________________

_________________________________________________________________________

6. Вспомогательные аппараты:

6.1. Автоматические выключатели:

Обозначение по схеме ____________, тип _____________, номинальный ток ___________, тип защиты и уставка _____________.№_____________.

6.2. Предохранители:

Обозначение по схеме _____________, тип _____________, номинальный ток ____________, ток плавкой вставки _____________.

6.3. Рубильники:

Обозначение по схеме _____________, тип _____________, номинальный ток ____________,

6.4. Разъединители:

Обозначение по схеме _____________, тип _____________, номинальный ток ____________,

7. Информационно-измерительная система (УСПД):

Тип ____________________, № _________________, другие данные _______________

_________________________________________________________________________

8. Погрешность измерения комплекса (расчетная) _____________________________________

9. Регистратор событий:

Обозначение по схеме ___________, тип ___________, № __________, другие данные ______________________________________________________________________________

10. Дата, вид поверки элементов комплекса:

Первичный протокол от_______________ 199___г. № ____________________

11. Дата, наименование выполненных работ:

Первичный протокол от_______________ 199___г. № ____________________

_________________________________________________________________________

__________________________________________________________________________

12. Перечень приборов используемых при проведении ревизии ИИК:

1) Тип____________№___________ Номер в Госреестре ____________

Класс точности _____, Дата поверки_________.

2) Тип____________№___________ Номер в Госреестре ____________

Класс точности _____, Дата поверки_________.

13. Реквизиты Программы (методики), по которой проводились измерения

Подписи ответственных лиц:

________________________

________________________