РЕГИОНАЛЬНАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ КОМИССИЯ
КРАСНОДАРСКОГО КРАЯ
РЕШЕНИЕ
от 18 апреля 2001 г. N 17/2001-Э
О РЕГИОНАЛЬНОМ РЫНКЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ (МОЩНОСТИ)
КРАСНОДАРСКОГО КРАЯ И РЕСПУБЛИКИ АДЫГЕЯ
(в ред. Решения РЭК - департамента цен и тарифов края
от 08.04.2002 N 4/2002)
В целях обеспечения надежного энергоснабжения потребителей,
повышения эффективности использования энергетических ресурсов,
дальнейшего развития регионального рынка электрической энергии
(мощности), а также на основании решения заседания Технического
Совета участников регионального рынка электрической энергии и
мощности (РРЭМ), региональная энергетическая комиссия
Краснодарского края решила:
Пункты 1 - 5 утратили силу. - Решение РЭК - департамента цен и
тарифов края от 08.04.2002 N 4/2002.
6. Утвердить "Положение о диспетчерском графике",
приложение N 6 и ввести его в действие с 01.04.2001.
7. Согласовать "Концепцию технической политики и нормативного
регулирования в области учета, контроля за энергопотреблением и
внедрения автоматизированных систем коммерческого учета
электроэнергии АСКУЭ в Краснодарском крае и Республики Адыгея",
приложение N 7.
Пункты 8 - 9 утратили силу. - Решение РЭК - департамента цен и
тарифов края от 08.04.2002 N 4/2002.
Председатель
региональной энергетической комиссии
Т.Т.ЖАРИКОВ
Приложение N 1
к решению
региональной энергетической комиссии
Краснодарского края
от 18 апреля 2001 г. N 17/2001-Э
ВРЕМЕННЫЙ ПОРЯДОК
ОРГАНИЗАЦИИ РАБОТЫ РЕГИОНАЛЬНОГО РЫНКА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ
ЭНЕРГИИ (МОЩНОСТИ) И РЕГУЛИРОВАНИЯ ВЗАИМООТНОШЕНИЙ
СУБЪЕКТОВ РЫНКА
Приложение утратило силу. - Решение РЭК - департамента цен и
тарифов края от 08.04.2002 N 4/2002.
Приложение N 2
к решению
региональной энергетической комиссии
Краснодарского края
от 18 апреля 2001 г. N 17/2001-Э
ПЕРЕЧЕНЬ
НЕЗАВИСИМЫХ КОММЕРЧЕСКИХ ОРГАНИЗАЦИЙ - СУБЪЕКТОВ
РЕГИОНАЛЬНОГО РЫНКА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ (МОЩНОСТИ)
КРАСНОДАРСКОГО КРАЯ И РЕСПУБЛИКИ АДЫГЕЯ
Приложение утратило силу. - Решение РЭК - департамента цен и
тарифов края от 08.04.2002 N 4/2002.
Приложение N 3
к решению
региональной энергетической комиссии
Краснодарского края
от 18 апреля 2001 г. N 17/2001-Э
ВРЕМЕННОЕ ПОЛОЖЕНИЕ
ОБ ОСНОВАХ ФОРМИРОВАНИЯ ПЛАНОВЫХ БАЛАНСОВ
ПРОИЗВОДСТВА И ПОСТАВОК ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ
В РАМКАХ ЕДИНОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ КРАСНОДАРСКОГО КРАЯ
И РЕСПУБЛИКИ АДЫГЕЯ
Приложение утратило силу. - Решение РЭК - департамента цен и
тарифов края от 08.04.2002 N 4/2002.
Приложение N 4
к решению
региональной энергетической комиссии
Краснодарского края
от 18 апреля 2001 г. N 17/2001-Э
ГРАФИК
ПРОХОЖДЕНИЯ ДОКУМЕНТОВ ДЛЯ УТВЕРЖДЕНИЯ
ПЛАНОВЫХ БАЛАНСОВ ПРОИЗВОДСТВА И ПОСТАВОК
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ В РАМКАХ ЕДИНОЙ
ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ РОССИИ ПО СУБЪЕКТАМ ОПТОВОГО
И РЕГИОНАЛЬНОГО РЫНКА КРАСНОДАРСКОГО КРАЯ
И РЕСПУБЛИКИ АДЫГЕЯ
Приложение утратило силу. - Решение РЭК - департамента цен и
тарифов края от 08.04.2002 N 4/2002.
Приложение N 5
к решению
региональной энергетической комиссии
Краснодарского края
от 18 апреля 2001 г. N 17/2001-Э
ФАКТИЧЕСКИЕ ОБЪЕМЫ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ
СТРУКТУРА ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ ЗА _______ (ОТЧЕТНЫЙ ПЕРИОД)
Приложение утратило силу. - Решение РЭК - департамента цен и
тарифов края от 08.04.2002 N 4/2002.
Приложение N 6
к решению
региональной энергетической комиссии
Краснодарского края
от 18 апреля 2001 г. N 17/2001-Э
ПОЛОЖЕНИЕ
О ДИСПЕТЧЕРСКОМ ГРАФИКЕ
Настоящее "Положение о Диспетчерском графике" распространяется
на всех участников параллельной работы на региональном рынке
электроэнергии и мощности Краснодарского края и Республики Адыгея
(независимо от форм собственности).
Настоящий документ регламентирует порядок разработки, задания,
контроля и оценки выполнения Диспетчерского графика Объектами
диспетчерского управления на региональном рынке электроэнергии и
мощности.
1. Общие положения
1.1. Объект диспетчерского управления - это участник
параллельной работы в энергетической системе регионального рынка
электрической энергии (мощности), имеющей общий единый центр
диспетчерского управления режимом работы всей региональной
энергосистемы.
Объектами диспетчерского управления могут быть:
электростанции, оптовые покупатели электрической энергии, крупные
конечные покупатели электроэнергии, сетевые и сбытовые
предприятия, имеющие присоединенных к их сетям конечных
покупателей. Объекты диспетчерского управления могут быть
энергоизбыточными с генерирующим источником, энергодефицитными с
генерирующим источником, энергодефицитными без генерирующего
источника.
Объекты диспетчерского управления должны оборудоваться
средствами связи, телеинформации, телеизмерения и телеуправления,
интегрированными в единую региональную
информационно-технологическую автоматизированную систему
диспетчерского управления (АСДУ), а также средствами АСКУЭ.
Интеграцию информации АСДУ, АСКУЭ и управление Объектами
диспетчерского управления осуществляет Оператор регионального
рынка электроэнергии и мощности.
1.2. Диспетчерский график - это значения мощности на
получасовые моменты времени, заданные Объекту диспетчерского
управления участнику параллельной работы.
Составляются следующие виды графиков:
- генерации (графики генерации);
- межсетевых перетоков (графики перетоков), а также
сальдо-перетоков между Объектами диспетчерского управления и
сетями других владельцев (графики сальдо перетоков);
- потребления (графики потребления);
а также заданные:
- резервы активной мощности электростанций (графики резервов);
- уровни напряжения в контрольных точках электрической сети
(графики напряжения);
при необходимости:
графики реактивной мощности для электростанций и подстанций,
имеющих синхронные компенсаторы и батареи статических
конденсаторов.
1.3. Диспетчерский график является основным документом,
регламентирующим суточные режимы работы энергетического
оборудования энергосистемы региона и Объектов диспетчерского
управления.
Утвержденный Диспетчерский график служит также документом для
осуществления коммерческих расчетов между участниками рынка.
Расчет стоимости отклонений фактических объемов поставки от
договорных и Диспетчерского графика определяется действующими
Правилами работы РРЭМ.
1.4. Диспетчерский график разрабатывается и оперативно
корректируется на каждом уровне диспетчерского управления.
Регламент передачи исходных данных и результатов расчетов
устанавливается Оператором РРЭМ.
2. Порядок разработки Диспетчерского графика
2.1. При разработке Диспетчерского графика должна быть
обеспечена сбалансированность нагрузки покупателей электроэнергии
в регионе и генерации электростанций региона с учетом покупных
внешних перетоков электроэнергии и мощности с ФОРЭМ на основе,
утвержденных РЭК и ФЭК квартальных Балансов электроэнергии и
мощности, а также ограничений из-за неплатежей согласно
действующей "Методики по вводу ограничений..."
2.2. Исходные данные для расчета Диспетчерского графика
предоставляются Объектами диспетчерского управления Оператору РРЭМ
за 10 дней до начала расчетного периода (месяц) в соответствии с
утвержденным балансом по электроэнергии и мощности.
Данные представляют:
по генерации и сальдо-перетоку (выдаче в сети энергосистемы):
электростанции, блок-станции;
по потреблению и сальдо-перетоку (покупке от энергосистемы):
оптовые покупатели, крупные конечные покупатели, сбытовые и
сетевые организации, имеющие собственных покупателей.
Планирование Диспетчерских графиков осуществляется помесячно,
а при необходимости (по усмотрению Оператора РРЭМ) в пределах
месяца по диспетчерским неделям.
График диспетчерских недель устанавливается на каждый год
заблаговременно Главным диспетчером Центрального Диспетчерского
Управления ЕЭС России. График диспетчерских недель доводится до
каждого Объекта диспетчерского управления.
За 10 дней до начала месяца Объекты диспетчерского управления
покупатели электроэнергии представляют на согласование Оператору
РРЭМ типичные графики нагрузки, генерации и сальдо-перетока на
рабочий и выходной день (Приложение 1 - не приводится), а так же
разбивку договорной величины полного потребления, генерации и
сальдо-перетока на каждые сутки и нарастающим итогом за месяц, как
в процентах, так и в абсолютной величине (Приложение 2).
В условиях отсутствия АСКУЭ, контроль за выполнением графика
мощности осуществляется Оператором РРЭМ по данным ОИК, а также
путем снятия показаний приборов учета по любому Объекту
диспетчерского управления в соответствии с графиком проверки.
Оператор РРЭМ прогнозирует и передает в ОДУ Юга график
нагрузки пользователей электроэнергии региона с учетом потерь в
сетях, собственных нужд электростанций и т.п. Исходные данные,
принятые в установленном настоящим документом порядке, для
разработки и коррекции Диспетчерского графика используются также
при определении отклонения режима работы Объекта диспетчерского
управления от договорных показателей.
2.3. Расчет Диспетчерского графика выполняется в
последовательности: ЦДУ ЕЭС России - ОДУ Юга - Оператор РРЭМ -
Объекты диспетчерского управления - оптовые покупатели, крупные
покупатели, сбытовые и сетевые организации имеющие собственных
покупателей.
При этом проводятся расчеты оптимальных режимов работы
Объектов диспетчерского управления ЕЭС России, исходя из критерия
минимума затрат на производство и передачу электроэнергии, при
обеспечении требуемой надежности, с учетом режимных условий
(составляющих баланса мощности, схемы электрической сети и
обеспеченности электрических станций энергоресурсами), условий
заключенных договоров на поставки электрической энергии и мощности
и действующих правил работы ФОРЭМ и правил РРЭМ.
Оператор РРЭМ, получив задание по Диспетчерскому графику
энергосистемы в целом от ОДУ СК, разрабатывает и направляет
Объекту диспетчерского управления суточный график-задание
(получасовой при наличии ОИК у Объекта диспетчерского управления,
либо часовой) на рабочий и выходной день, составленный на
основании типичных суточных графиков мощности (электроэнергии по
процентной разбивке договорной величины) покупателя по
потреблению, сальдо-перетоку и генерации с учетом ограничений по
неплатежам.
2.4. При отсутствии баланса потребления и генерации в ЕЭС, ОЭС
или на РРЭМ нижестоящему уровню диспетчерского управления
вышестоящим диспетчером задаются скорректированные значения
сальдо-перетоков мощности и потребления.
2.5. На каждом уровне диспетчерского управления Диспетчерские
графики должны быть выданы соответствующему диспетчеру после
утверждения главным диспетчером ЦДУ ЕЭС, ОДУ Юга, Оператора РРЭМ,
техническим руководителем энергообъекта.
2.6. Заданный Диспетчерский график может быть опротестован с
соответствующими обоснованиями в течение 1 часа с момента
получения. Протест направляется телетайпограммой, телефаксом или
электронной почтой.
На основании протеста вышестоящий уровень диспетчерского
управления корректирует Диспетчерский график или дает обоснованный
отказ.
Примечание к разделу 2. При задании объекту управления только
часовых значений получасовые определяются объектом управления как
полусумма значений соседних часов, а задание на 23 час 30 мин
определяется после получения графика на следующие сутки.
3. Управление режимами работы Объектов
диспетчерского управления
3.1. Управление режимами работы Объектов диспетчерского
управления осуществляется в соответствии с заданным Диспетчерским
графиком. При изменении текущих режимных условий вышестоящий
диспетчер имеет право оперативно корректировать Диспетчерский
график нижестоящего уровня диспетчерского управления.
Коррекцию Диспетчерского графика диспетчер фиксирует в
оперативно-диспетчерской документации и ОИК с указанием причины
коррекции.
3.2. О всех вынужденных (фактических и ожидаемых) отклонениях
от заданного Диспетчерского графика оперативный персонал обязан
немедленно доложить диспетчеру вышестоящего уровня диспетчерского
управления для принятия решения о коррекции Диспетчерского
графика.
4. Контроль выполнения Диспетчерского графика
4.1. На всех уровнях диспетчерского управления контроль
выполнения Диспетчерского графика ведется по данным измерительных
приборов и оперативно-информационного комплекса (ОИК) АСДУ с
сопоставлением, при необходимости, с данными приборов
коммерческого учета - АСКУЭ (электросчетчиков):
- Оператор РРЭМ контролирует график по энергосистеме региона в
целом, электростанциям, в отдельных случаях по агрегатам, а также
по блок-станциям, по оптовым покупателям, крупным покупателям,
покупателям с регулируемой нагрузкой, сетевым и сбытовым
предприятиям, имеющих собственных покупателей.
4.2. Контроль и оценка выполнения Диспетчерских графиков
генерации, потребления и перетоков (сальдо-перетоков) производится
сопоставлением значений мощности Диспетчерского графика с
фактическими текущими и фактическими средними значениями мощности.
При этом:
- фактическое текущее значение мощности - это
среднеарифметическое нескольких последовательных замеров
фактической мощности, произведенных за интервал времени не более 1
мин. Используется для оперативного контроля выполнения
Диспетчерского графика;
- фактическое среднее значение мощности - это
среднеарифметическое текущих значений мощности за получасовой
интервал времени. Используется для оценки выполнения
Диспетчерского графика;
- текущее значение мощности заданного Диспетчерского графика
на данный момент времени определяется по прямой, соединяющей
значения мощности соседних получасов;
- среднее значение мощности Диспетчерского графика за
получасовой интервал времени определяется как среднеарифметическое
значений мощности соседних получасов.
При отсутствии ОИК контроль выполнения Диспетчерского графика
ведется Оператором РРЭМ по средним часовым значениям, определенным
по приборам учета на Объекте диспетчерского управления, либо по
контрольным замерам показаний счетчиков (количество контрольных
замеров в месяце устанавливается Оператором) и определения на их
основе, а так же по плановой процентовке и шаблона типичного
графика рабочего дня фактического графика почасового суточного
потребления рабочего дня Объекта диспетчерского управления.
4.3. Контроль заданной Диспетчерским графиком величины резерва
активной мощности производится сопоставлением значения резерва,
заданного Диспетчерским графиком, с фактическим значением резерва
как разность рабочей мощности оборудования, готового к несению
нагрузки, и фактического среднего за получасовой интервал значения
генерации.
4.4. Контроль выполнения заданных Диспетчерских графиков
напряжений производится по текущему значению напряжения.
Текущее значение напряжения - это среднеарифметическое
нескольких последовательных замеров фактического напряжения,
произведенных за интервал времени не более 1 мин. При этом текущие
значения напряжений не должны выходить за граничные значения
заданного диапазона уровней напряжений в контрольных точках
электрической сети.
4.5. Фактические значения суточного графика (средние за
получасовые интервалы и текущие на получасовые моменты значения
мощности генерации, потребления, перетоков (сальдо перетоков), а
также значения мощности резервов активной мощности и уровней
напряжения) фиксируются в суточной ведомости.
4.6. Контроль выполнения Диспетчерских графиков потребления и
сальдо-перетоков мощности ОЭС Юга и энергосистемы региона ведется
с учетом коррекции по частоте.
5. Оценка выполнения Диспетчерского графика
5.1. На всех уровнях диспетчерского управления производится
постоянный анализ выполнения и учет нарушений Диспетчерского
графика.
Нарушением Диспетчерского графика генерации считается
отклонение на получасовом (часовом) интервале времени фактического
среднего значения мощности генерации от заданного Диспетчерским
графиком на 2% и более.
5.3. Нарушением Диспетчерского графика потребления считается
превышение на получасовом (часовом) интервале времени фактического
среднего значения мощности потребления над заданным предельным
значением мощности потребления на величину 2% и более.
5.4. Нарушением Диспетчерского графика сальдо-перетоков
мощности считается отклонение (абсолютное значение) на получасовом
(часовом) интервале времени фактического среднего значения
мощности сальдо-перетоков от заданного Диспетчерским графиком на
величину, превышающую допустимую. Допустимая величина отклонения
при мощности потребления 2500 МВт и менее равна 2% от заданного
предельного значения мощности потребления. При мощности
потребления более 2500 МВт допустимой величиной отклонения
считается отклонение 50 МВт.
5.5. Нарушением Диспетчерского графика резерва активной
мощности считается уменьшение на получасовом (часовом) интервале
времени фактического среднего значения мощности резерва активной
мощности от заданного Диспетчерским графиком 2% и более.
5.6. Изменение значений генерации и сальдо-перетоков в
результате действия системной противоаварийной автоматики,
автоматики регулирования частоты и перетоков мощности или
стихийных явлений нарушением Диспетчерского графика не считается,
если действие автоматики не вызвано нарушением заданного режима
работы оборудования самой энергосистемы (электростанции).
5.7. Каждый случай нарушения Диспетчерского графика диспетчер
фиксирует в оперативно-технической документации и ОИК и сообщает об
этом диспетчеру нижестоящего уровня диспетчерского управления.
Диспетчер нижестоящего уровня диспетчерского управления при
этом обязан:
- сообщить диспетчеру вышестоящего уровня о причинах
невыполнения графика и принятых мерах к выполнению Диспетчерского
графика;
- зафиксировать невыполнение графика в своей оперативной
документации.
5.8. Вышестоящий уровень диспетчерского управления выдает
нижестоящему уровню диспетчерского управления:
- ежедневно - протокол о выполнении Диспетчерского графика за
прошедшие сутки;
- ежемесячно - заключение по выполнению Диспетчерского графика
в течение месяца (не позднее 10 числа месяца, следующего за
отчетным).
Заведующий сектором РЭК
B.А.БЕРЕЖНОЙ
Приложение N 2
к Положению о диспетчерском графике
РАЗБИВКА ДОГОВОРНОЙ ВЕЛИЧИНЫ САЛЬДО-ПЕРЕТОКА,
ПОЛНОГО ПОТРЕБЛЕНИЯ И ВЫРАБОТКИ НА ОКТЯБРЬ 2000 Г.
(ПРИМЕР)
Вариант 1. Пример для дефицитного объекта диспетчерского
управления с генерирующим источником
-------T-------T-----------------T---------------T---------------¬
¦ День ¦ День ¦ Сальдо-переток ¦ Полное ¦ Выработка ¦
¦месяца¦ недели¦ (прием от ¦ потребление ¦ ¦
¦ ¦ ¦ энергосист.) ¦ ¦ ¦
¦ ¦ +-------T---------+------T--------+------T--------+
¦ ¦ ¦ % ¦ кВтч ¦ % ¦ кВтч ¦ % ¦ кВтч ¦
+------+-------+-------+---------+------+--------+------+--------+
¦ 1 ¦ Bс ¦ 3,1 ¦ 31000 ¦ 2,92¦ 58400¦ 2,74¦ 27400¦
¦ 2 ¦ Пн ¦ 3,18 ¦ 31800 ¦ 3,08¦ 61600¦ 2,98¦ 29800¦
¦ 3 ¦ Вт ¦ 3,3 ¦ 33000 ¦ 3,16¦ 63200¦ 3,02¦ 30200¦
¦ 4 ¦ Ср ¦ 3,3 ¦ 33000 ¦ 3,16¦ 63200¦ 3,02¦ 30200¦
¦ 5 ¦ Чт ¦ 3,3 ¦ 33000 ¦ 3,16¦ 63200¦ 3,02¦ 30200¦
¦ 6 ¦ Пт ¦ 3,3 ¦ 33000 ¦ 3,16¦ 63200¦ 3,02¦ 30200¦
¦ 7 ¦ Сб ¦ 3,15 ¦ 31500 ¦ 3 ¦ 60000¦ 2,85¦ 28500¦
¦ 8 ¦ Вс ¦ 3,1 ¦ 31000 ¦ 2,94¦ 58800¦ 2,78¦ 27800¦
¦ 9 ¦ Пн ¦ 3,25 ¦ 32500 ¦ 3,14¦ 62800¦ 3,03¦ 30300¦
¦ 10 ¦ Вт ¦ 3,2 ¦ 32000 ¦ 3,27¦ 65400¦ 3,34¦ 33400¦
¦ 11 ¦ Ср ¦ 3,2 ¦ 32000 ¦ 3,27¦ 65400¦ 3,34¦ 33400¦
¦ 12 ¦ Чт ¦ 3,2 ¦ 32000 ¦ 3,27¦ 65400¦ 3,34¦ 33400¦
¦ 13 ¦ Пт ¦ 3,2 ¦ 32000 ¦ 3,27¦ 65400¦ 3,34¦ 33400¦
¦ 14 ¦ Сб ¦ 3,05 ¦ 30500 ¦ 3,05¦ 61000¦ 3,05¦ 30500¦
¦ 15 ¦ Вс ¦ 2,95 ¦ 29500 ¦ 2,97¦ 59400¦ 2,99¦ 29900¦
¦ 16 ¦ Пн ¦ 3,2 ¦ 32000 ¦ 3,25¦ 65000¦ 3,3 ¦ 33000¦
¦ 17 ¦ Вт ¦ 3,3 ¦ 33000 ¦ 3,37¦ 67400¦ 3,44¦ 34400¦
¦ 18 ¦ Ср ¦ 3,3 ¦ 33000 ¦ 3,37¦ 67400¦ 3,44¦ 34400¦
¦ 19 ¦ Чт ¦ 3,3 ¦ 33000 ¦ 3,37¦ 67400¦ 3,44¦ 34400¦
¦ 20 ¦ Пт ¦ 3,3 ¦ 33000 ¦ 3,37¦ 67400¦ 3,44¦ 34400¦
¦ 21 ¦ Сб ¦ 3,1 ¦ 31000 ¦ 3,15¦ 63000¦ 3,2 ¦ 32000¦
¦ 22 ¦ Вс ¦ 3,02 ¦ 30200 ¦ 3,05¦ 61000¦ 3,08¦ 30800¦
¦ 23 ¦ Пн ¦ 3,23 ¦ 32300 ¦ 3,34¦ 66800¦ 3,45¦ 34500¦
¦ 24 ¦ Вт ¦ 3,36 ¦ 33600 ¦ 3,45¦ 69000¦ 3,54¦ 35400¦
¦ 25 ¦ Ср ¦ 3,36 ¦ 33600 ¦ 3,45¦ 69000¦ 3,54¦ 35400¦
¦ 26 ¦ Чт ¦ 3,36 ¦ 33600 ¦ 3,45¦ 69000¦ 3,54¦ 35400¦
¦ 27 ¦ Пт ¦ 3,36 ¦ 33600 ¦ 3,45¦ 69000¦ 3,54¦ 35400¦
¦ 28 ¦ Сб ¦ 3,36 ¦ 33600 ¦ 3,2 ¦ 64000¦ 3,04¦ 30400¦
¦ 29 ¦ Вс ¦ 3,08 ¦ 30800 ¦ 3,07¦ 61400¦ 3,06¦ 30600¦
¦ 30 ¦ Пн ¦ 3,23 ¦ 32300 ¦ 3,36¦ 67200¦ 3,49¦ 34900¦
¦ 31 ¦ Вт ¦ 3,36 ¦ 33600 ¦ 3,48¦ 69600¦ 3,6 ¦ 36000¦
+------+-------+-------+---------+------+--------+------+--------+
¦ ¦Всего ¦ 100 ¦ 1000000 ¦ 100 ¦ 2000000¦ 100 ¦ 1000000¦
L------+-------+-------+---------+------+--------+------+---------
Главный инженер
Исполнитель, тел.
Вариант 2. Пример для избыточного объекта
диспетчерского управления с генерирующим источником
-------T-------T-----------------T---------------T---------------¬
¦ День ¦ День ¦ Сальдо-переток ¦ Выработка ¦ Полное ¦
¦месяца¦ недели¦ (выдача в ¦ ¦ потребление ¦
¦ ¦ ¦ энергосист.) ¦ ¦ ¦
¦ ¦ +-------T---------+------T--------+------T--------+
¦ ¦ ¦ % ¦ кВтч ¦ % ¦ кВтч ¦ % ¦ кВтч ¦
+------+-------+-------+---------+------+--------+------+--------+
¦ 1 ¦ Bс ¦ 3,1 ¦ 31000 ¦ 2,92¦ 58400¦ 2,74¦ 27400¦
¦ 2 ¦ Пн ¦ 3,18 ¦ 31800 ¦ 3,08¦ 61600¦ 2,98¦ 29800¦
¦ 3 ¦ Вт ¦ 3,3 ¦ 33000 ¦ 3,16¦ 63200¦ 3,02¦ 30200¦
¦ 4 ¦ Ср ¦ 3,3 ¦ 33000 ¦ 3,16¦ 63200¦ 3,02¦ 30200¦
¦ 5 ¦ Чт ¦ 3,3 ¦ 33000 ¦ 3,16¦ 63200¦ 3,02¦ 30200¦
¦ 6 ¦ Пт ¦ 3,3 ¦ 33000 ¦ 3,16¦ 63200¦ 3,02¦ 30200¦
¦ 7 ¦ Сб ¦ 3,15 ¦ 31500 ¦ 3 ¦ 60000¦ 2,85¦ 28500¦
¦ 8 ¦ Вс ¦ 3,1 ¦ 31000 ¦ 2,94¦ 58800¦ 2,78¦ 27800¦
¦ 9 ¦ Пн ¦ 3,25 ¦ 32500 ¦ 3,14¦ 62800¦ 3,03¦ 30300¦
¦ 10 ¦ Вт ¦ 3,2 ¦ 32000 ¦ 3,27¦ 65400¦ 3,34¦ 33400¦
¦ 11 ¦ Ср ¦ 3,2 ¦ 32000 ¦ 3,27¦ 65400¦ 3,34¦ 33400¦
¦ 12 ¦ Чт ¦ 3,2 ¦ 32000 ¦ 3,27¦ 65400¦ 3,34¦ 33400¦
¦ 13 ¦ Пт ¦ 3,2 ¦ 32000 ¦ 3,27¦ 65400¦ 3,34¦ 33400¦
¦ 14 ¦ Сб ¦ 3,05 ¦ 30500 ¦ 3,05¦ 61000¦ 3,05¦ 30500¦
¦ 15 ¦ Вс ¦ 2,95 ¦ 29500 ¦ 2,97¦ 59400¦ 2,99¦ 29900¦
¦ 16 ¦ Пн ¦ 3,2 ¦ 32000 ¦ 3,25¦ 65000¦ 3,3 ¦ 33000¦
¦ 17 ¦ Вт ¦ 3,3 ¦ 33000 ¦ 3,37¦ 67400¦ 3,44¦ 34400¦
¦ 18 ¦ Ср ¦ 3,3 ¦ 33000 ¦ 3,37¦ 67400¦ 3,44¦ 34400¦
¦ 19 ¦ Чт ¦ 3,3 ¦ 33000 ¦ 3,37¦ 67400¦ 3,44¦ 34400¦
¦ 20 ¦ Пт ¦ 3,3 ¦ 33000 ¦ 3,37¦ 67400¦ 3,44¦ 34400¦
¦ 21 ¦ Сб ¦ 3,1 ¦ 31000 ¦ 3,15¦ 63000¦ 3,2 ¦ 32000¦
¦ 22 ¦ Вс ¦ 3,02 ¦ 30200 ¦ 3,05¦ 61000¦ 3,08¦ 30800¦
¦ 23 ¦ Пн ¦ 3,23 ¦ 32300 ¦ 3,34¦ 66800¦ 3,45¦ 34500¦
¦ 24 ¦ Вт ¦ 3,36 ¦ 33600 ¦ 3,45¦ 69000¦ 3,54¦ 35400¦
¦ 25 ¦ Ср ¦ 3,36 ¦ 33600 ¦ 3,45¦ 69000¦ 3,54¦ 35400¦
¦ 26 ¦ Чт ¦ 3,36 ¦ 33600 ¦ 3,45¦ 69000¦ 3,54¦ 35400¦
¦ 27 ¦ Пт ¦ 3,36 ¦ 33600 ¦ 3,45¦ 69000¦ 3,54¦ 35400¦
¦ 28 ¦ Сб ¦ 3,36 ¦ 33600 ¦ 3,2 ¦ 64000¦ 3,04¦ 30400¦
¦ 29 ¦ Вс ¦ 3,08 ¦ 30800 ¦ 3,07¦ 61400¦ 3,06¦ 30600¦
¦ 30 ¦ Пн ¦ 3,23 ¦ 32300 ¦ 3,36¦ 67200¦ 3,49¦ 34900¦
¦ 31 ¦ Вт ¦ 3,36 ¦ 33600 ¦ 3,48¦ 69600¦ 3,6 ¦ 36000¦
+------+-------+-------+---------+------+--------+------+--------+
¦ ¦Всего ¦ 100 ¦ 1000000 ¦ 100 ¦ 2000000¦ 100 ¦ 1000000¦
L------+-------+-------+---------+------+--------+------+---------
Главный инженер
Исполнитель, тел.
Вариант 3. Пример для дефицитного объекта
диспетчерского управления без генерирующего источника
-------T-------T------------------¬
¦ День ¦ День ¦Полное потребление¦
¦месяца¦ недели¦ (выдача в ¦
¦ ¦ ¦ энергосист.) ¦
¦ ¦ +-------T----------+
¦ ¦ ¦ % ¦ кВтч ¦
+------+-------+-------+----------+
¦ 1 ¦ Bс ¦ 3,1 ¦ 31000 ¦
¦ 2 ¦ Пн ¦ 3,18 ¦ 31800 ¦
¦ 3 ¦ Вт ¦ 3,3 ¦ 33000 ¦
¦ 4 ¦ Ср ¦ 3,3 ¦ 33000 ¦
¦ 5 ¦ Чт ¦ 3,3 ¦ 33000 ¦
¦ 6 ¦ Пт ¦ 3,3 ¦ 33000 ¦
¦ 7 ¦ Сб ¦ 3,15 ¦ 31500 ¦
¦ 8 ¦ Вс ¦ 3,1 ¦ 31000 ¦
¦ 9 ¦ Пн ¦ 3,25 ¦ 32500 ¦
¦ 10 ¦ Вт ¦ 3,2 ¦ 32000 ¦
¦ 11 ¦ Ср ¦ 3,2 ¦ 32000 ¦
¦ 12 ¦ Чт ¦ 3,2 ¦ 32000 ¦
¦ 13 ¦ Пт ¦ 3,2 ¦ 32000 ¦
¦ 14 ¦ Сб ¦ 3,05 ¦ 30500 ¦
¦ 15 ¦ Вс ¦ 2,95 ¦ 29500 ¦
¦ 16 ¦ Пн ¦ 3,2 ¦ 32000 ¦
¦ 17 ¦ Вт ¦ 3,3 ¦ 33000 ¦
¦ 18 ¦ Ср ¦ 3,3 ¦ 33000 ¦
¦ 19 ¦ Чт ¦ 3,3 ¦ 33000 ¦
¦ 20 ¦ Пт ¦ 3,3 ¦ 33000 ¦
¦ 21 ¦ Сб ¦ 3,1 ¦ 31000 ¦
¦ 22 ¦ Вс ¦ 3,02 ¦ 30200 ¦
¦ 23 ¦ Пн ¦ 3,23 ¦ 32300 ¦
¦ 24 ¦ Вт ¦ 3,36 ¦ 33600 ¦
¦ 25 ¦ Ср ¦ 3,36 ¦ 33600 ¦
¦ 26 ¦ Чт ¦ 3,36 ¦ 33600 ¦
¦ 27 ¦ Пт ¦ 3,36 ¦ 33600 ¦
¦ 28 ¦ Сб ¦ 3,36 ¦ 33600 ¦
¦ 29 ¦ Вс ¦ 3,08 ¦ 30800 ¦
¦ 30 ¦ Пн ¦ 3,23 ¦ 32300 ¦
¦ 31 ¦ Вт ¦ 3,36 ¦ 33600 ¦
+------+-------+-------+----------+
¦ ¦Всего ¦ 100 ¦ 1000000 ¦
L------+-------+-------+-----------
Главный инженер
Исполнитель, тел.
Приложение N 7
к решению
региональной энергетической комиссии
Краснодарского края
от 18 апреля 2001 г. N 17/2001-Э
КОНЦЕПЦИЯ
ТЕХНИЧЕСКОЙ ПОЛИТИКИ И НОРМАТИВНОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ
В ОБЛАСТИ УЧЕТА, КОНТРОЛЯ ЗА ЭНЕРГОПОТРЕБЛЕНИЕМ И
ВНЕДРЕНИЯ АВТОМАТИЗИРОВАННЫХ СИСТЕМ КОММЕРЧЕСКОГО
УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ АСКУЭ В КРАСНОДАРСКОМ КРАЕ И
РЕСПУБЛИКЕ АДЫГЕЯ
Преамбула
Настоящая Концепция технической политики и нормативного
регулирования в области учета, контроля за энергопотреблением и
внедрения АСКУЭ разработана в соответствии с "Основными
положениями структурной реформы в сферах естественных монополий",
одобренными Указом Президента Российской Федерации от 28.04.97 N
426, "Программой мер по структурной перестройке, приватизации и
усилению контроля в сферах естественных монополий", утвержденной
постановлением Правительства Российской Федерации от 07.08.97 N
987, программой "Структурная перестройка и экономический рост в
1997 - 2000 годах", утвержденной постановлением Правительства
Российской Федерации от 31.03.1997, "Рекомендациями по
установлению тарифов на электрическую энергию для населения в
соответствии с фактической ее стоимостью с учетом уровня жизни
населения региона", утвержденными постановлением ФЭК России от
05.12.97 N 125/2, установлением тарифов, дифференцированных по
зонам суток для населения, согласно Решения РЭК от 01.02.2001
N 5/2001-Э. В ходе подготовки концепции была учтена позиция
Госэнергонадзора России, отраженная в его информационных письмах и
инструктивных материалах, и требования Госстандарта России в
вопросах организации измерений потребления электрической энергии
бытовыми и мелкомоторными потребителями.
Международная практика внедрения и эксплуатация систем
автоматизированного съема информации AMR (Automatic Meter Reading)
на либерализованном европейском энергетическом рынке, исследование
результатов которой было целью международной конференции Metering
Europe 2000 (4 - 7 сентября 2000, Мюнхен), была учтена при
подготовке Концепции.
На основе настоящей Концепции предлагается подготовить
Программу внедрения АСКУЭ в бытовом и мелкомоторном секторе
потребления, описывающую единую техническую политику сбыта в этом
секторе электроэнергетики Краснодарского края и Республики Адыгея,
технические требования к информационно-измерительным системам,
единые требования к протоколам и форматам представления данных в
информационном обмене между всеми участниками либерализованного
энергетического рынка, пакет законопроектов и нормативных
материалов, необходимых для формирования правовой базы,
детализирующую сроки и механизмы реализации Концепции.
1. Анализ существующего положения в области учета
потребления электроэнергии в бытовом секторе
Существующее неудовлетворительное положение дел в
энергоснабжении бытового и мелкомоторного сектора, в вопросах его
учета и контроля, обусловлено как общими проблемами экономики
края, определяющими низкий уровень жизни населения и
соответствующую платежеспособность, так и рядом специфических
региональных и отраслевых факторов:
- относительно высокая доля потребления электрической энергии
бытовым и мелкомоторным сектором в регионе (около 45%);
- сохранение частичного перекрестного субсидирования в
электроэнергетике;
- безадресность социальной помощи, не учитывающей сложившейся
существенной дифференциации доходов у различных групп населения;
- тарифная политика ФЭК в отношении льготных категорий
потребителей, финансируемых из бюджетов различных уровней;
- существующий парк электросчетчиков (примерно 1,3 млн.),
имеющий низкий класс точности и, как правило, превышенный срок
эксплуатации. Недоучет электроэнергии за счет использования
физически и морально устаревшей материальной базы измерений
приводит к невосполнимым потерям знергоснабжающих организаций (по
разным оценкам от 12 до 15% от собираемых платежей);
- отсутствие зачастую средств измерения у бытовых потребителей
вовсе, распространенные случаи хищения электроэнергии;
- существующая система "самообслуживания" (выписка счетов
самим клиентом) при учете потребления электроэнергии в бытовом
секторе, содержащая неустранимые недостатки: неподтвержденную
достоверность снятых показаний, отсутствие контроля за
правильностью и своевременностью платежей, высокую себестоимость
биллинга для энергосбытовых компаний, затраты времени на обработку
информации о платежах, делающие невозможным оперативный контроль и
анализ потребления;
- несовершенство технологической базы измерений и способов
обработки информации о платежах, практически исключающее
применение предоплатных схем расчетов;
- отсутствие правовой базы и техническая оснащенность систем
учета, не позволяющие оперативно отключать индивидуальных
потребителей - неплательщиков;
Постепенный рост тарифов и доведение их до уровня фактической
себестоимости производства и передачи электроэнергии, увеличение
доли платежей бытового сектора в общем балансе энергосистемы
Краснодарского края и Республики Адыгея до 35 - 40% сделают
невозможным существование системы "самообслуживания". Кроме того,
технические возможности средств измерений и способы организации
сбора платежей не дают возможности реализовать все положения
рекомендаций ФЭК по установлению дифференцированных тарифов на
электроэнергию для населения.
2. Информационный обмен, сложившийся в условиях
регулируемого рынка в настоящее время
Многочисленность абонентов в бытовом секторе, использование
принципа "самообслуживания" при считывании показаний счетчиков и
подготовке счетов за потребленную электроэнергию, отсутствие
достоверного подтверждения правильности и своевременности учета
абонентом - все эти факторы приводят к появлению огромного
неструктурированного документарного информационного потока.
Невозможность применять современные эффективные технологии
компьютерной обработки больших массивов данных делает работу
соответствующих служб энергосбытов ОАО "Кубаньэнерго" и
Предприятий городских электрических сетей организаций
малопродуктивной и дорогостоящей. Вести анализ потребления в
реальном времени и использовать гибкое тарифное регулирование в
интересах абонентов и повышения эффективности работы
энергоснабжающих организаций Краснодарского края и Республики
Адыгея при существующем положении дел с учетом и контролем за
потреблением электроэнергии ввиду отсутствия современных приборов
учета невозможно.
3. Информационная инфраструктура либерализованного
энергетического рынка
3.1. Участники конкурентного рынка и роль
информационного обмена
При либерализации регионального рынка электрической энергии и
мощности Краснодарского края и Республики Адыгея и достижении
основных целей реформы ТЭК сформируются условия демонополизации
электроэнергетики. Электрическая и тепловая энергии приблизятся к
нормальному рыночному продукту. При обеспечении
недискриминационного доступа к сети для всех участников РРЭМ
ключевым вопросом становится сбор и управление информацией. При
создании условий, гарантирующих включение в рынки электроэнергии и
услуг новых участников, переводе договоров из категории
"энергоснабжающих" в категорию "коммерческих", появится
возможность свободного выбора поставщика электроэнергии и услуг.
Необходимым условием доступа на рынок является наличие у всех
участников средств измерений, обеспечивающих получение достоверной
информации с требуемой точностью о товаре, о чем сказано во
"Временном порядке перехода конечных потребителей от одной
знергоснабжающей организации к другой", утвержденном Решением РЭК
от 10.01.2001 N 2/2001-Э. При этом обеспечение единства измерений,
совместимость форматов передаваемых данных и дружественность
интерфейсов становятся необходимым условием свободного обмена
информацией между участниками рынка.
3.2. Анализ опыта либерализации европейского
энергетического рынка и моделей информационного обмена
Интерес со стороны европейских знергосбытовых компаний к
новейшим технологиям сбора, передачи и обработки информации
появился после открытия рынка и развития конкуренции. Новые
технологии полностью изменили отношение фирм - поставщиков к
потребителям и подготовили новые условия для конкуренции.
Внедрение AMR (Automatic Meter Reading) в первую очередь означало
улучшение качества обслуживания клиентов, возможность смены
поставщика электроэнергии и совершенствование внутренней структуры
компаний. Правильность информации - существенный фактор снижения
расходов энергокомпаний, а значит и снижение тарифов на
электрическую энергию и мощность. А счетчик - основа для
построения отношений с клиентом. Электрический счетчик стал не
только источником получения информации, но и средством
предоставления новых услуг - в первую очередь по тарифному
регулированию режима потребления и биллинговых. На основе
информации о потреблении формируется тарифная политика и изучаются
потребности потребителя. Автоматизация сбора и обработки
информации о потреблении электроэнергии позволила компаниям
выработать новые подходы к разным категориям и группам населения и
предложить вместо одного тарифа целую сетку тарифов. На основе
мониторинга потребления, например, предлагаются "активные
тарифы", отличающиеся по пене от базовых на 40%. При этом за счет
рационального использования энергии доходы энергокомпаний даже
возросли.
Конкуренция является основным фактором, определяющим отношение
к внедрению AMR, и главным в использовании AMR энергокомпаниями
становится создание дополнительных бизнесов, появление новых
возможностей в предоставлении услуг (активные тарифы,
информационные услуги и др.).
Сокращение расходов компании при внедрении AMR - не самоцель.
В первую очередь это означает увеличение средств для работы с
клиентами, повышает надежность и конкурентоспособность компании.
Кроме того, повышается имидж фирмы как инновационной, растет
технический уровень персонала и его мотивация, улучшаются
отношения и связи с клиентами. В центре внимания при этом
оказываются интересы клиента, а не владельца сети.
Для обеспечения информационного обмена и формирования правил
поведения участников на европейском энергетическом рынке
применяются различные модели. В Германии Немецкая Энергетическая
Ассоциация (VDEW) объединяет 700 компаний - членов ассоциации (90%
производства электроэнергии в Германии и 85% сбыта). В отсутствие
центрального регулятора рынка, его функции выполняет ассоциация.
Ею приняты документы, которые поддерживаются компаниями - членами
ассоциации на добровольной основе: "Кодекс измерений", "Общие
правила определения тарифов", "Общие правила конкуренции на
рынке". При этом отмечается, что требуется единая политика в
регулировании энергоснабжения. Ассоциация участвует в доработке
трастового законодательства и считает необходимым изменить ряд
статей в германском гражданском кодексе. Недостаточная
законодательная база не вписывается в систему ценностей общества в
области энергопотребления.
В Великобритании национальный стандарт обмена информацией на
рынке электроэнергии принят сверху. Точность и надежность
измерений не должны вызывать вопросов у третьих лиц, поэтому
утверждены форматы данных при общении участников рынка. Повышенные
требования к точности обусловлены возможностью смены поставщика
энергии, и если при передаче клиента обнаружены ошибки, это влечет
большие штрафы. В контрактных отношениях регулируются точность и
периодичность измерений, скорость и время передачи данных.
Обработку данных ведут центры выписки счетов энергокомпаний (или
отдельные биллинговые компании, если это предусмотрено соглашением
с потребителем).
Дальнейшее развитие европейского современного рынка
электроэнергетики зависит от развития взаимоотношений между
энергосбытовыми компаниями, разработчиками средств измерений,
технологий передачи и обработки данных и потребителями.
ОАО "Кубаньэнерго", являясь оператором РРЭМ, совместно с РЭК,
должно взять на себя функции, определяющие единую политику в
областях:
- создания правил функционирования рынков электроэнергии и
услуг,
- формирования научной и технической политики внедрения АСКУЭ
- разработка и утверждения требований совместимости
программно-аппаратных средств учета и контроля;
- организации информационного обмена для участников рынка.
При этом энергоснабжающие организации Краснодарского края и
Республики Адыгея должны обеспечивать упорядочение финансовых
расчетов за потребляемую электроэнергию путем:
- Внедрения современных приборов коммерческого учета;
- Их квалифицированного обслуживания, установки и замены;
- Обеспечения единства измерений;
- Предоставления легитимной и достоверной информации о
потреблении всем участникам рынка.
4. Определение места и роли автоматизированных систем
сбора данных о потреблении (АСКУЭ) в условиях реформы ТЭК
Внедрение АСКУЭ на РРЭМ Краснодарского края и Республики
Адыгея обусловлено необходимостью создания информационной
инфраструктуры рынка в период его дальнейшего формирования и
развития. При этом должен быть обеспечен адекватный коммерческий
учет для желающих выйти на рынок.
При формировании технологической структуры учета потребуется
соблюдение непротиворечивых технических требований к АСКУЭ
различных уровней и их информационной совместимости. Так,
периодичность снятия показаний регистрирующих приборов и скорость
передачи-обработки данных должна коррелироваться с принятым единым
периодом отчетности.
Наличие некоторых специфических условий на РРЭМ Краснодарского
края и Республики Адыгея делают внедрение АСКУЭ своевременным и
инвестиционно привлекательным:
- признанная необходимость замены в бытовом секторе счетчиков
класса точности 2,5 на класс 2,0 в соответствии с требованиями
Госстандарта России дает возможность получить после замены
средства измерений, адаптированные к работе в составе АСКУЭ.
Поскольку в составе АСКУЭ затраты на средства измерений составляют
не менее 30%, таким образом при внедрении АСКУЭ одновременно с
заменой парка счетчиков был бы достигнут существенный
экономический эффект,
- сочетание дифференцированного роста тарифов для населения до
уровня фактической себестоимости электроэнергии при частичном
сохранении перекрестного субсидирования на период внедрения АСКУЭ,
открывает возможность изыскать необходимые ресурсы на техническое
перевооружение.
5. Вопросы нормативно-правового регулирования
внедрения и эксплуатации АСКУЭ
Наряду с законодательными актами, закрепляющими такие
принципиальные положения как:
- введение договоров "поставки энергии" наряду с действующими
договорами "электроснабжения",
- возможность отключения неплательщиков при сохранении
социального минимума потребления;
необходимо разработать систему правил функционирования
автоматизированных систем коммерческого учета, включающих:
- требования к составу и минимальным функциональным
возможностям;
- правила и порядок независимой аттестации, вводимых в
эксплуатацию АСКУЭ;
- условия формирования единого информационного пространства
для всех участников рынка, что означает утверждение спецификаций
на протоколы информационного обмена, форматы представления данных,
установление стандарта считывания, норм хранения и архивирования
данных;
- требования к открытости интерфейсов для внешних систем,
поскольку система тем более жизнеспособна, чем более способна
импортировать информацию из других систем;
- требования по безопасности информационного обмена и защите
от несанкционированного доступа;
- положение о создании, принадлежности и порядке
функционирования информационных и биллинговых центров;
- метрологическое обеспечение.
6. Цели и задачи внедрения АСКУЭ
Внедрение автоматизированного учета потребления у бытовых
потребителей и в мелкомоторном секторе - необходимый элемент
подготовки рыночной инфраструктуры в ходе реформы ЕМ ТЭК АСКУЭ
является составной частью, нижним уровнем систем
автоматизированного учета в энергетической отрасли. Одним из
основных требований является его информационная совместимость с
АСКУЭ верхних эшелонов. Применение АСКУЭ должно обеспечивать:
- реализацию гибкой тарифной политики - вначале мультитарифное
регулирование, дифференцированное по группам населения, затем -
после отмены перекрестного субсидирования - на основе конкурентных
механизмов;
- снижение расходов на сбор и обработку информации о
потреблении;
- автоматическое опознавание и доклады о незарегистрированных
абонентах;
- снижение коммерческих потерь электроэнергии (включая
фиксацию утечек и хищений);
- предоставление информации о процессе потребления,
формирование, анализ и прогнозирование нагрузочных профилей;
- объективную и документируемую систему расчетов между
потребителями и поставщиками электроэнергии;
- комплексную диспетчеризацию энергетического процесса
"производство - передача - потребление".
Внедрение АСКУЭ представляет собой долгосрочную стратегию (не
менее 5 лет). Движущей силой долгосрочной стратегии является
применение современных информационных технологий (ИТ). Охват ИТ
более миллиона точек учета (не менее 1,3 млн. абонентов, т.е. -
325 тыс. в год) и организация сетей обмена данными не есть простая
задача, однако достоинства внедрения АСКУЭ не ограничиваются
положительными финансовыми результатами, они всегда означают шансы
на широкое развитие ТЭК Краснодарского края и Республики Адыгея в
будущем.
7. Формирование функциональных требований к АСКУЭ
Основываясь на анализе возможностей реализации заявленных
целей и задач внедрения АСКУЭ, в Программе внедрения необходимо
разработать и нормировать комплекс функциональных требований в
сферах:
- повышения качества обслуживания клиентов и предоставления
большего пакета услуг, предусмотрев расширение информационных
возможностей АСКУЭ;
- реализации гибкого и мультитарифного регулирования;
- совершенствования внутренней структуры отделов сбыта ЭСО
Краснодарского края и Республики Адыгея и создание новых видов
предоставляемых потребителям услуг при расчетах;
- снижения расходов сбытовых компаний на сбор информации;
- учета клиентской базы путем создания единых технических
требований к системе управления базами данных;
- обеспечения низкой цены абонентского места на конкурентном
рынке;
- обеспечения достоверности и надежности собираемой
информации.
8. Обзор технических решений, применяемых
при построении АСКУЭ
(достоинства и недостатки, мировой опыт во внедрении
и эксплуатации, специфика регионального энергетического
рынка и наличие базовой информационной инфраструктуры)
Международными стандартами принята семиуровневая структура
протокола информационного обмена, для каждого из которых
выработаны стандарты и способы реализации. В настоящее время такие
протоколы информационного обмена широко используются в мобильной
радиосвязи, кабельном видео, цифровой голосовой связи.
Универсальность протоколов обеспечивает органичную стыковку
различных информационных сред и сетей с помощью конечного набора
"шлюзов", обеспечивающих только преобразование физического сигнала
в информационной сети. Обмен информацией в АСКУЭ БП должен
удовлетворять требованиям этих стандартов.
Наиболее информационно емкой и трудоемкой по реализации
подсистемой АСКУЭ БП является организация каналов связи с
индивидуальными счетчиками. Требуется обеспечить доступ в каждый
дом и каждую квартиру и необходимая информационная мощность должна
обеспечивать обслуживание сотен тысяч и миллионов информационных
каналов в масштабах крупного города. Для систем дистанционного
сбора данных в мире предлагается несколько технологий, которые
можно разбить на три группы:
- кабельные,
- по радиоканалу (вкл. GSM),
- цифровая передача данных по электросетям.
Традиционная измерительная сеть с использованием
прокладываемых информационных кабелей при несомненных достоинствах
обладает рядом существенных недостатков: высокая стоимость
монтажа, необходимость сразу и в полном объеме финансировать
прокладку линий и установку коммуникационного оборудования, низкая
степень вандалоустойчивости и защиты от искажения данных.
Недорогие варианты радиодоступа имеют низкие скорости передачи
информации, при выбранном диапазоне частот потребность в
увеличении информационной мощности системы наталкивается на
конкуренцию с другими службами. Кроме того, радиодиапазон во всем
мире предпочитают оставлять для мобильных систем связи, включая
беспроводные персональные коммуникации. Стоимость оборудования GSM
и отсутствие сплошной зоны покрытия не позволяют планировать его
широкое внедрение в Краснодарском крае и Республике Адыгея.
Следует признать, что неразвитость телекоммуникационной
инфраструктуры в Краснодарском крае и Республике Адыгея
заставляет выбрать в качестве среды распространения данных
электрические сети низкого напряжения.
9. Обоснование предпочтений при сохранении
равных возможностей
Технологию передачи данных по электрическим сетям низкого
напряжения (220/380 В, 50 Гц) следует признать наиболее
перспективной для реализации внедрения АСКУЭ в Краснодарском крае
и Республике Адыгея. На их базе во всех населенных пунктах могут
быть созданы цифровые сети передачи данных об индивидуальном
потреблении электроэнергии.
К числу явных преимуществ можно отнести следующие: не
требуется прокладка дополнительных коммуникаций, сетью всегда
покрывается 100% счетчиков, счетчик - "всегда на линии",
обеспечиваются более прозрачные расходы по внедрению в связи с
организацией энергетической инфраструктуры дома, обеспечивается
такое построение системы АСКУЭ, при котором добавление следующего
фрагмента системы не требует изменений в уже построенных частях.
За рубежом в последние годы ряд ведущих фирм в области учета
потребления знергоресурсов ("Schlumberger", "Siemens" и др.)
начали серийный выпуск технических средств с использованием
технологии передачи по электросети. Компания "Tesion
telekommunikation" - совместное предприятие "Siemens" и
Баден-Вюртембергская энергетическая компания - широко внедряют
такие системы на германском энергетическом рынке. Подобные работы
ведутся и в нашей стране. Введены в эксплуатацию АСКУЭ на базе
технологии электросетевой передачи, объединяющие уже несколько
тысяч абонентов. Использование бытовой электросети в качестве
информационного канала, не требуя прокладки коммуникаций,
предоставляет широкие перспективы для развития различных
специализированных и потребительских коммуникационных систем. Как
итог - сокращение инвестиций и быстрое внедрение услуг на РРЭМ
Краснодарского края и Республики Адыгея.
Вне зависимости от технологии передачи данных при
проектировании и внедрении систем АСКУЭ, который определяется
исходя из конкретных условий в ЭСО Краснодарского края и
Республики Адыгея, необходимо обеспечить единство требований к
функциональным возможностям систем, совместимости интерфейсов и
форматам представления данных в информационном обмене.
10. Подготовка Программы внедрения на основе Концепции
После одобрения Концепции в целом, необходимо развернуть
работы по подготовке "Программы внедрения АСКУЭ " - уточнение
состава работ, графика их проведения и составление сметы. К работе
над Программой необходимо привлечь специалистов как ведущих
научных работников, так и специалистов независимых групп
разработчиков и производителей. Программа внедрения должна
содержать анализ готовности научно-производственной инфраструктуры
отрасли, детализировать механизмы реализации и сроки внедрения
АСКУЭ в ЭСО Краснодарского края и Республики Адыгея.
11. Организационно-финансовые аспекты внедрения АСКУЭ
При анализе инвестиционной привлекательности внедрения АСКУЭ
необходимо детально проанализировать ряд потенциальных источников
финансирования:
1. Эффективное использование ЭСО Краснодарского края и
Республики Адыгея разницы в тарифах на оптовом и потребительских
сегментах РРЭМ за счет возможной положительной динамики реализации
электрической энергии и мощности.
2. Финансирование за счет прибыли ЭСО Краснодарского края и
Республики Адыгея и как пилотное внедрение в отдельных ЭСО.
3. Финансирование за счет использования средств оптимизации
рынка, получаемых за счет снижения коммерческой и нормативной
величины потерь ЭСО.
4. Финансирование за счет средств целесообразно включаемых в
тарифы на электрическую энергию и мощность для конечных
потребителей в качестве обоснованно необходимого размера прибыли
ЭСО, участвующих в государственном регулировании и состоящих в
краевом государственном реестре.
Заключение
Реализация намеченных мер по внедрению АСКУЭ в бытовом и
мелкомоторном секторе электроэнергетики приведет к созданию
современной информационной и технологической инфраструктуры сбыта.
Этот результат обеспечит ЭСО Краснодарского края и Республики
Адыгея - участникам РРЭМ возможность проводить гибкую тарифную
политику, повысить свою эффективность и внедриться на новые
развивающиеся рынки информационных услуг.
Заведующий сектором РЭК
В.А.БЕРЕЖНОЙ
|
