Главная >  Инжиниринг 

 

Российское открытое акционерное. 08.10.2003 №521

 

ПРИКАЗ

 

ОАО РАО «ЕЭС России», в рамках подготовки к запуску конкурентного сектора ОРЭ

 

Об обеспечении сбора данных коммерческого учета предприятий электроэнергетики, входящих в состав

 

В ходе работ по обеспечению технологической готовности к запуску рынка в соответствии с решением Оперативного Штаба по запуску конкурентного сектора оптового рынка электроэнергии (ОРЭ) создан Центр сбора информации (ЦСИ) в составе ЗАО «ЦДР ФОРЭМ», ответственный за сбор и передачу информации коммерческого учета исходя из наличия имеющихся средств измерений.

 

Для обеспечения технологической готовности к запуску конкурентного оптового рынка электроэнергии переходного периода необходимо создание системы сбора данных коммерческого учета о почасовом производстве и потреблении электрической энергии (мощности) субъектами оптового рынка.

 

- почасовых объемов электроэнергии, потребляемых АО-энерго и крупными потребителями оптового рынка;

 

Система коммерческого учета на этапе запуска конкурентного сектора должна обеспечивать однозначное определение:

 

В условиях недостаточной оснащенности субъектов средствами коммерческого учета, соответствующими требованиям оптового рынка электроэнергии переходного периода, необходимо обеспечить решение двух основных задач:

 

- почасовых объемов электроэнергии, произведенных электростанциями АО-энерго и поставщиками оптового рынка (федеральными электростанциями, электростанциями концерна «Росэнергоатом»).

 

- до 30.10.2003 создать временную систему коммерческого учета, позволяющую осуществлять почасовой учет потребляемой (производимой) электрической энергии (мощности) с использованием всех имеющихся в распоряжении АО-энерго, АО-электростанций, ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» и ОАО «ФСК ЕЭС» средств измерений.

 

- не позднее 01.12.2004 создать и сдать в промышленную эксплуатацию системы коммерческого учета, удовлетворяющие требованиям к коммерческому учету оптового рынка переходного периода во всех дочерних и зависимых обществах ОАО РАО «ЕЭС России»;

 

- согласовать со смежными субъектами источники информации для целей временной системы коммерческого учета по всем точкам учета;

 

Для подготовки к запуску оптового рынка переходного периода дочерним и зависимым обществам ОАО РАО «ЕЭС России» необходимо обеспечить передачу в ЦСИ ЗАО «ЦДР ФОРЭМ» с 30.10.2003 согласованных со смежными субъектами оптового рынка почасовых данных о перетоках электрической энергии (мощности) через разделяющие их границы, для чего:

 

- наладить процесс передачи согласованных данных в ЦСИ ЗАО «ЦДР ФОРЭМ».

 

- определить порядок согласования результатов измерений;

 

До оснащения сетевых компаний системами АСКУЭ считать нецелесообразным почасовой учет потерь в сетях сетевых компаний.

 

При выполнении указанных задач необходимо обеспечить приоритетное использование приборов коммерческого учета в составе автоматизированных систем коммерческого учета электроэнергии (АСКУЭ), сданных в промышленную эксплуатацию, и использование в качестве приборов учета интегральных счетчиков и датчиков телеизмерений при отсутствии или отказе систем коммерческого учета.

 

ПРИКАЗЫВАЮ:

 

В целях обеспечения сбора данных коммерческого учета предприятий электроэнергетики, входящих в ОАО РАО «ЕЭС России», в рамках подготовки к работе на конкурентном секторе оптового рынка электроэнергии

 

- согласованные между смежными субъектами и ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» и оформленные актами перечни источников информации для целей создания временной системы коммерческого учета по границам балансовой принадлежности смежных субъектов (в случае наличия оформленных перечней элементов электрооборудования, входящих в расчет сальдо перетоков субъектов ФОРЭМ по сечениям поставки, использовать по мере возможности ранее согласованные точки учета);

 

Генеральным директорам АО-энерго, АО-электростанций, ОАО «ФСК ЕЭС» совместно с ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» (входящими в его состав ОДУ и РДУ) произвести выбор и согласование со смежными субъектами точек учета по границам балансовой принадлежности и внутренним группам точек поставки генерации и источников информации для целей создания системы коммерческого учета переходного периода, в соответствии с «Рекомендациями по выбору измерительных приборов для коммерческого учета на оптовом рынке электроэнергии» (приложение и до 20.10.03 предоставить в ЦСИ ЗАО «ЦДР ФОРЭМ»:

 

В случаях, не предусмотренных указанными «Рекомендациями по выбору измерительных приборов для коммерческого учета на оптовом рынке электроэнергии» согласно приложению, выбор измерительных приборов в качестве приборов коммерческого учета осуществляется АО-энерго, АО-электростанцями и ОАО «ФСК ЕЭС» совместно со специалистами ЦСИ ЗАО «ЦДР ФОРЭМ» и ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» с учетом наличия приборов измерений, взаимного расположения источников информации относительно точки поставки, класса точности измерительных приборов, наличия информации по данной точке учета в оперативном управляющем измерительном комплексе (ОИУК) ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС», наличия трансформаторного преобразования от точки учета до точки поставки, наличия отпаек на ВЛ между точкой учета и точкой поставки.

 

- согласованные между АО-энерго и ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» и оформленные актами перечни источников информации для целей создания системы коммерческого учета переходного периода по внутренним точкам поставки генерации (в отношении каждой электростанции АО-энерго).

 

Генеральным директорам АО-энерго и АО-электростанций, Председателю Правления ОАО «ФСК ЕЭС» обеспечить с 30.10.2003 представление согласованных данных о почасовом учете производства и потребления электрической энергии согласно требованиям ЦСИ ЗАО «ЦДР ФОРЭМ» и НП «АТС».

 

ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» обеспечить контроль за проведением работ по формированию и согласованию актов, согласно п.1.

 

Генеральным директорам АО-энерго обеспечить до 01.12.2003 оснащение границ балансовой принадлежности (с учетом изменения границ Единой национальной (общероссийской) электрической сети, шин генераторов и внешних присоединений каждой электростанции в составе АО-энерго, счетчиками электрической энергии, отвечающими требованиям к коммерческому учету оптового рынка переходного периода и ежемесячного предоставления в ЦСИ ЗАО «ЦДР ФОРЭМ» отчетной информации о ходе работ.

 

ЦСИ ЗАО «ЦДР ФОРЭМ» обеспечить информирование дочерних и зависимых обществ ОАО РАО «ЕЭС России» о требованиях к коммерческому учету оптового рынка переходного периода.

 

Генеральным директорам АО-энерго и АО-электростанций до 30.11.03 сформировать и представить в ОАО РАО «ЕЭС России», НП «АТС» и ОАО «ФСК ЕЭС» Программы модернизации автоматизированных систем коммерческого учета (или создания АСКУЭ), обеспечивающие создание удовлетворяющих требованиям к коммерческому учету оптового рынка систем АСКУЭ в течение 2004 года. Вышеуказанные Программы должны учитывать изменение границ Единой национальной (общероссийской) электрической сети в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 21.12.01 № 881 «О критериях отнесения магистральных линий электропередачи и объектов электросетевого хозяйства к единой национальной (общероссийской) электрической сети»:

 

Генеральным директорам АО-станций обеспечить до 01.12.2003 оснащение границ балансовой принадлежности (с учетом изменения границ Единой национальной (общероссийской) электрической сети) и выводов генераторов счетчиками электрической энергии, отвечающими требованиям к коммерческому учету оптового рынка переходного периода. Ежемесячно предоставлять в ЦСИ ЗАО «ЦДР ФОРЭМ» отчетную информацию о ходе работ.

 

линий электропередачи, пересекающих государственную границу Российской Федерации; трансформаторных и иных подстанций, соединенных с линиями электропередачи, указанными выше.

 

линий электропередачи 220 кВ и выше;

 

Департаменту корпоративной стратегии обеспечить координацию выполнения работ в соответствии с настоящим приказом.

 

Генеральным директорам АО-энерго и АО-электростанций, Департаменту корпоративной политики обеспечить включение средств, необходимых для проведения поверки, модернизации и создание систем АСКУЭ, в бизнес-планы дочерних и зависимых обществ на 4 квартал 2003 и 2004 год.

 

1 Контроль за исполнением настоящего приказа возложить на заместителя Председателя Правления ОАО РАО «ЕЭС России» Синюгина В.Ю.

 

1 Заместителю Председателя Правления ОАО РАО «ЕЭС России» Уринсону Я.М., Департаменту экономики холдинга и дочерних обществ обеспечить контроль за выделением необходимых средств в процессе формирования бизнес-планов дочерних и зависимых обществ на 2004 год.

 

Приложение к приказу ОАО РАО «ЕЭС России»

 

Председатель Правления А.Б. Чубайс

 

Рекомендации
по выбору измерительных приборов для коммерческого учета на оптовом рынке электроэнергии

 

от 08.10.2003 №521

 

Настоящая Методика предназначена для выбора измерительных приборов, показания которых используются при определении величин учетных показателей на оптовом рынке электроэнергии. Расположение и тип этих приборов являются предметами соглашения по упорядочению коммерческого учета между смежными участниками оборота электроэнергии и сетевыми компаниями.

 

Общая часть.

 

Количество электроэнергии за заданный промежуток времени, прошедшее через точку поставки, является учетным показателем.

 

Границы балансовой принадлежности участников обращения электроэнергии и сетевых компаний находятся на сетевых элементах (СЭ) - воздушных и кабельных линиях электропередачи, ошиновке распределительных устройств и др. Точки поставки товарной продукции, количество электроэнергии в которых за заданный промежуток времени служит основой для финансовых расчетов, за исключением специально оговоренных случаев совпадают с границами балансовой принадлежности.

 

На СЭ могут находиться несколько измерительных приборов, установленных как в распределительном устройстве одного субъекта, так и в распределительных устройствах обоих смежных субъектов. Это могут быть интервальные и (или) интегральные счетчики электрической энергии, датчики телеизмерений (ДТИ), интегрирование «мгновенных» показаний которых в ОИУК дает приращение энергии за заданный интервал времени. Каждый из счетчиков (или два счетчика на разных концах СЭ при учете потерь) может быть расчетным. Назначение счетчика (счетчиков) основным расчетным, резервным расчетным или контрольным является предметом соглашения между смежными субъектами.

 

Если точка поставки находится на геометрическом (электрическом) удалении от места установки измерительного прибора, то величина учетного показателя определяется по показаниям измерительного прибора, скорректированным на величину потерь электроэнергии от точки установки прибора до точки поставки. Величина потерь определяется по алгоритму, согласованному смежными субъектами рынка.

 

Основной измерительный прибор (ОИП) – это расчетный счетчик электрической энергии (интервальный, интегральный или ДТИ), показания которого принимаются за основу при расчете величины учетного показателя. В частном случае (при отсутствии потерь или их неучете) показания основного прибора принимаются за величину учетного показателя. Место расположения ОИП и его тип указывается в согласованном смежными субъектами рынка акте.

 

В данном документе принимаются следующие термины.

 

Контрольный измерительный прибор (КИП) – это счетчик электроэнергии или ДТИ, показания которого используются в целях контроля достоверности показаний ОИП и (или) РИП.

 

Резервный измерительный прибор (РИП) – это расчетный счетчик электрической энергии или ДТИ, показания которого принимаются за основу при определении величины учетного показателя в случае выхода из строя ОИП или в иных случаях, предусмотренных договорными отношениями участника обращения электроэнергии или сетевой компании. РИП может использоваться так же для контроля достоверности показаний ОИП.

 

2. Критерии выбора источников информации позволяют в каждом конкретном случае однозначно определить алгоритм расчета учетного показателя в конкретной точке поставки между смежными субъектами.

 

Критерии выбора источников информации

 

2.2.1 наличие сданной в постоянную эксплуатацию АСКУЭ, соответствующей «Техническим требованиям переходного периода к системам коммерческого учета электроэнергии субъекта ОРЭ» организации коммерческого (расчетного) учета электрической энергии»;

 

2. Приоритетность критериев, в перечисленном ниже порядке устанавливается на переходный период работы ОРЭ. При проведении работ по созданию (модернизации) АСКУЭ субъектов ОРЭ, в соответствии с требованиями оптового рынка, критерии располагаются в следующем порядке:

 

В случае отсутствия АСКУЭ выбор измерительных приборов осуществляется в соответствии с нижеприведенными критериями:

 

2.2.2 наличие сданной в постоянную эксплуатацию АСКУЭ, соответствующей требованиям «Положения об учете электроэнергии» и «Типовой инструкции по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении»;

 

2.2.4 наличие интервальных приборов учета с хранением профилей нагрузки

 

2.2.3 измерительный комплекс внесен в Государственный реестр средств измерений или все элементы измерительного комплекса имеют свидетельство о государственной поверке;

 

2.2.6 наличие интегральных приборов учета, соответствующих ПУЭ, с хранением профиля нагрузки, получаемых на основании датчиков телеизмерений, за заданный период в ОИУК ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС»

 

2.2.5 более высокий класс точности измерительного комплекса в соответствии с ПУЭ;

 

2. При проведении работ по созданию (модернизации) АСКУЭ субъектов ОРЭ критерии определяются в соответствии с «Техническим требованиям переходного периода к системам коммерческого учета электроэнергии субъекта ОРЭ» организации коммерческого (расчетного) учета электрической энергии», утверждаемыми НП «АТС».

 

2.2.7 отсутствие отпаек ВЛ или трансформаторного преобразования от точки учета до точки поставки.

 

В данном разделе под термином «счетчик», если иное не указано, понимается расчетный счетчик.

 

Рекомендуемый порядок выбора ОИП, РИП и КИП

 

3. На СЭ имеется счетчик, входящий в АСКУЭ.

 

При выборе ОИП, РИП и КИП возможны следующие случаи.

 

В качестве ОИП принимается тот счетчик, который располагается ближе к границе балансовой принадлежности (точке поставки). В качестве РИП принимается другой счетчик, входящий в АСКУЭ. В качестве КИП принимаются остальные имеющиеся приборы.

 

3.1. На СЭ с обеих сторон располагаются счетчики, входящие в АСКУЭ.

 

В качестве ОИП принимается интервальный счетчик, входящий в АСКУЭ, в качестве РИП – интервальный счетчик, не входящий в АСКУЭ. В качестве КИП принимаются остальные имеющиеся приборы.

 

3.1. На СЭ с одной стороны располагается интервальный счетчик, входящий в АСКУЭ, с другой стороны – интервальный счетчик, не входящий в АСКУЭ.

 

В качестве ОИП принимается интервальный счетчик, входящий в АСКУЭ, в качестве РИП и КИП принимаются остальные имеющиеся приборы.

 

3.1. На СЭ с одной стороны располагается интервальный счетчик, входящий в АСКУЭ, иные интервальные счетчики отсутствуют.

 

3.2. На СЭ с обеих сторон располагаются интервальные счетчики.

 

3. На СЭ отсутствуют счетчики, входящие в систему АСКУЭ и имеется интервальный счетчик электроэнергии, не входящий в АСКУЭ.

 

3.2. На СЭ с одной из сторон располагается интервальный счетчик.

 

В качестве ОИП принимается тот счетчик, который располагается ближе к границе балансовой принадлежности (точке поставки). В качестве РИП принимается другой счетчик. В качестве КИП принимаются остальные имеющиеся приборы.

 

3. На СЭ отсутствуют интервальные счетчики электроэнергии и имеется интегральный счетчик электроэнергии.

 

В качестве ОИП принимается этот счетчик. В качестве РИП и КИП принимаются остальные имеющиеся приборы.

 

В качестве ОИП принимаются интегральный счетчик и ДТИ, ближайшие к точке поставки, в качестве РИП – счетчик и ДТИ на другой стороне.

 

3.3. На СЭ располагаются интегральные счетчики и ДТИ с обеих сторон СЭ.

 

В качестве ОИП принимаются этот счетчик; при необходимости расчета профиля нагрузки используется ДТИ на той же стороне.

 

3.3. На СЭ с одной из сторон располагается интегральный счетчик, и имеются на этой и (или) другой стороне – ДТИ.

 

Если счетчик и ДТИ располагаются по разные стороны СЭ, то они принимаются в качестве ОИП.

 

В качестве РИП – ДТИ на той же стороне.

 

3. Согласованные по всем точкам поставки на границе балансовой принадлежности ОИП, РИП и КИП заносятся в таблицу (Таблица 1, приложение к настоящей методике), которая затем подписывается обоими смежными субъектами, согласуется с ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» и предоставляется в ЦСИ.

 

3. В остальных случаях, включая случаи, когда точка поставки располагается на транзитах с отпайками, выбор ОИП, РИП и КИП определяется по согласованию между смежными участниками обращения электроэнергии (сетевыми компаниями).

 

Порядок заполнения таблицы «Источники информации для целей коммерческого учета»

 

3. Данные о выборе ОИП, РИП и КИП по всем точкам поставки электростанций АО-энерго заносятся АО-энерго в таблицу (Таблица 1, приложение к настоящей методике), которая затем согласуется с ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» и предоставляется в ЦСИ. При этом в качестве Субъекта 1 выступает АО-энерго».

 

При этом:

 

Форма таблицы «Источники информации для целей коммерческого учета» приведена в приложении к настоящей методике.

 

в графе 3 таблицы – «Начало (название граничного элемента)» - указывается диспетчерское наименование электроэнергетического объекта, принадлежащего субъекту оптового рынка электроэнергии, заполняющего таблицу, к которому подходит присоединение, указанное в графе 2;

 

в графе 2 таблицы – «Наименование присоединения (элементы электрооборудования, входящие в расчет сальдо-перетоков)» - указывается диспетчерское наименование присоединения (элементов электрооборудования) на котором расположена точка поставки;

 

в графе 5 таблицы – «Граница балансовой принадлежности» - указывается физическое место на присоединении в соответствии с «Актом разграничения балансовой принадлежности»;

 

в графе 4 таблицы – «Конец (название граничного элемента)» - указывается диспетчерское наименование электроэнергетического объекта, принадлежащего соседнему субъекту оптового рынка электроэнергии, к которому подходит присоединение, указанное в графе 2;

 

- диспетчерское наименование электроэнергетического объекта по графе 3 или 4,

 

в графах 6,10 таблицы – «Место установки расчетного счетчика; прием/отдача; кл. точности; признак включения в АСКУЭ» - указываются последовательно с разделением знаком «;» :

 

- направление измеряемой энергии (прием; отдача; прием/отдача);

 

- диспетчерское наименование элемента сети, на котором установлен счетчик, принятый в качестве ОИП (расчетный счетчик);

 

- признак включения счетчика в АСКУЭ;

 

- тип и класс точности счетчика;

 

- диспетчерское наименование электроэнергетического объекта по графе 3 или 4,

 

в графах 7,11 таблицы – «Место установки контрольного счетчика; прием/отдача; кл. точности; признак включения в АСКУЭ» - указывается последовательно с разделением знаком «;» :

 

- диспетчерское наименование элемента сети, на котором установлен счетчик;

 

- диспетчерское наименование элемента сети, на котором установлен счетчик, принятый в качестве РИП или КИП;

 

- тип и класс точности счетчика;

 

- направление измеряемой энергии (прием; отдача; прием/отдача);

 

в графах 8, 12 таблицы – «Место установки преобразователя ТМ, по которому формируется ежедневный профиль нагрузки; признак наблюдаемости в ОДУ» - указываются последовательно с разделением знаком «;» :

 

- признак включения счетчика в АСКУЭ (АСКУЭ; не включен в АСКУЭ);

 

- диспетчерское наименование элемента сети, на котором установлен ДТИ, используемый в качестве ОИП;

 

- диспетчерское наименование электроэнергетического объекта по графе 3 или 4,

 

- направление измеряемой энергии (прием; отдача; прием/отдача);

 

- место установки преобразователя ТМ;

 

- признак наличия соответствующего телеизмерения в ОДУ (наименование ОДУ; не наблюдаем);

 

- тип и класс датчика мощности;

 

- диспетчерское наименование электроэнергетического объекта по графе 3 или 4;

 

в графах 9, 13 таблицы – «Место установки преобразователя ТМ, по которому контролируется сальдо-переток; признак наблюдаемости в ОДУ» - указываются последовательно с разделением знаком «;» :

 

- признак наличия соответствующего телеизмерения в ОДУ (наименование ОДУ; не наблюдаем);

 

- диспетчерское наименование элемента сети, на котором установлен ДТИ, используемый в качестве РИП и КИП;

 

графы 10-13 – с учетом эксплуатационной принадлежности измерительных приборов Субъекту 2;

 

при этом графы 6 –9 таблицы – заполняются с учетом эксплуатационной принадлежности измерительных приборов Субъекту 1;

 

в графе 15 таблицы – «Сторона, вычисляющая добавки и предоставляющая отчетность по данному сечению поставки» - наименование Субъекта 1 или Субъекта 2;

 

в графе 14 таблицы – «Метод определения величины энергии с учетом вычисляемых добавок к показаниям счетчиков, если показания счетчиков корректируются» - приводится алгоритм приведения показаний приборов учета к значениям количества электроэнергии в точке поставки;

 

Пример заполнения таблицы приведен в приложении

 

в графе 16 таблицы – «Примечания» - приводятся необходимые разъяснения.

 

Утверждаю Утверждаю Утверждаю Утверждаю

 

Приложение к Рекомендациям по выбору измерительных приборов
для коммерческого учета на оптовом рынке электроэнергии

 

Субъекта 1 Субъекта 2 ОДУ ЦСИ

 

Генеральный директор Генеральный директор Руководитель Руководитель

 

№ п/п

 

Перечень средств измерений для целей коммерческого учета по точкам поставки в сечении Субъект 1 - Субъект 2 (или генерация АО-энерго)

 

Начало (название

 

Наименование присоедин

 

Граница балансо

 

Конец (название

 

Субъект 1

 

Точки приема-передачи электроэнергии и мощности

 

Субъект 2

 

Точки приема-передачи электроэнергии и мощности

 

Примечания

 

Сторона вычисл

 

граничного элемента)

 

ения (элементы электро-оборудования, входящие в расчет сальдо перетоков)

 

вой принадлежности

 

граничного элемента)

 

Место установки контрольного счетчика; прием/отдача; кл. точности; признак включения в АСКУЭ;

 

Место установки расчетного счетчика; прием/отдача; кл. точности; признак включения в АСКУЭ;

 

Место установки преобразователя ТМ, по которому контролируется сальдо-переток; признак наблюдаемости в ОДУ;

 

Место установки преобразователя ТМ, по которому формируется ежедневный профиль нагрузки; признак наблюдаемости в ОДУ;

 

Место установки контрольного счетчика; прием/отдача; кл. точности; признак включения в АСКУЭ;

 

Место установки расчетного счетчика; прием/отдача; кл. точности; признак включения в АСКУЭ;

 

Место установки преобразователя ТМ, по которому контролируется сальдо-переток; признак наблюдаемости в ОДУ;

 

Место установки преобразователя ТМ, по которому формируется ежедневный профиль нагрузки; признак наблюдаемости в ОДУ;

 

яющая добавки и предоставляющая отчетность по данному сечению поставки

 

величины энергии с учетом вычисляемых добавок к показаниям счетчиков, если показания счетчиков корректируются

 

2.

 

1.

 

4.

 

3.

 

6.

 

5.

 

8.

 

7.

 

10.

 

9.

 

12.

 

11.

 

14.

 

13.

 

16.

 

15.

 

СОГЛАСОВАНО: Представитель ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС»

 

1.

 

(пример заполнения таблицы)

 

Перечень приборов измерений для целей коммерческого учета по точкам поставки в сечении Субъект 1 - Субъект 2

 

Наименование присоедин

 

№ п/п

 

Конец (название

 

Начало (название

 

Точки приема-передачи электроэнергии и мощности

 

Граница балансо

 

Точки приема-передачи электроэнергии и мощности

 

Субъект 1

 

Сторона вычисл

 

Субъект 2

 

ения (элементы электро-оборудования, входящие в расчет сальдо перетоков)

 

Примечания

 

граничного элемента) Субъект 2

 

граничного элемента) Субъект 1

 

Место установки расчетного счетчика; прием/отдача; кл. точности; признак включения в АСКУЭ;

 

вой принадлежности

 

Место установки преобразователя ТМ, по которому формируется ежедневный профиль нагрузки; признак наблюдаемости в ОДУ;

 

Место установки контрольного счетчика; прием/отдача; кл. точности; признак включения в АСКУЭ;

 

Место установки расчетного счетчика; прием/отдача; кл. точности; признак включения в АСКУЭ;

 

Место установки преобразователя ТМ, по которому контролируется сальдо-переток; признак наблюдаемости в ОДУ;

 

Место установки преобразователя ТМ, по которому формируется ежедневный профиль нагрузки; признак наблюдаемости в ОДУ;

 

Место установки контрольного счетчика; прием/отдача; кл. точности; признак включения в АСКУЭ;

 

величины энергии с учетом вычисляемых добавок к показаниям счетчиков, если показания счетчиков корректируются

 

Место установки преобразователя ТМ, по которому контролируется сальдо-переток; признак наблюдаемости в ОДУ;

 

17.

 

яющая добавки и предоставляющая отчетность по данному сечению поставки

 

19.

 

18.

 

21.

 

20.

 

23.

 

22.

 

25.

 

24.

 

27.

 

26.

 

29.

 

28.

 

31.

 

30.

 

2.

 

32.

 

Электроустановка1

 

ВЛ-220кВ Электроустановка1 – Электроустановка2

 

Электроустановка2

 

Приемный портал отходящей ВЛ-220 кВ

 

Опора № 304

 

Приемный портал отходящей ВЛ-220 кВ

 

ввод ВЛ 220кВ

 

Электроустановка1;

 

Прием/отдача;

 

Ромашка3;

 

АСКУЭ

 

A1R-3-AL-С8-T/0,2;

 

ввод ВЛ 220кВ

 

Электроустановка1

 

Прием/отдача;

 

Ромашка3;

 

ОДУ СЗ

 

Е850;

 

ввод ВЛ 220кВ

 

Электроустановка2;

 

Прием/отдача

 

Лесная4;

 

Не включен в АСКУЭ

 

А1R-4-AL-C8-T/0,2;

 

ввод ВЛ 220кВ

 

Электроустановка2;

 

Прием/отдача;

 

Лесная4;

 

Не наблюдаем в ОДУ

 

Е850;

 

Субъект1

 

Показания расчетного счётчика не корректируется

 

СОГЛАСОВАНО: Представитель ОАО «СО-ЦДУ

 

Контрольный счетчик используется в целях резервирования расчетного счетчика -

 



 

Общие требования к программным с. Игра в. Можно ли удержать тарифы на электроэнергию и тепло. Энергосберегающие мероприятия на объектах здравоохранения Москвы. Оптимальные тарифы на тепловую энергию.

 

Главная >  Инжиниринг 

0.0193