что такое макет 51070

Что такое макет 51070

О старте мониторинга расхождений данных КУ

Уважаемые субъекты оптового рынка!

20 июля 2021 года на официальном сайте АО «АТС» будут опубликованы первые запросы о причинах расхождения почасовых значений макетов 51070 и учетного показателя (УП) по сечениям коммерческого учета и ГТП генерации (запросы относятся к отчетным периодам: апрель 2021 года, май 2021 года и июнь 2021 года).

Проверить наличие запроса можно здесь:

на главной странице сайта АО «АТС» заходим в «Личный кабинет»

в «Личном кабинете» выбираем вкладку «Криптораздел»

в Крипторазделе выбираем секцию (раздел):

Запросы публикуются Ассоциацией «НП Совет рынка» в соответствии с требованиями раздела 6 (пункт 6.4) Регламента контроля за соблюдением участниками оптового рынка Правил оптового рынка и Договора о присоединении к торговой системе оптового рынка (Приложение № 23 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).

Субъекты оптового рынка, получившие запрос, обязаны представить в Ассоциацию «НП Совет рынка» ответ на него в срок не позднее 10 рабочих дней со дня публикации запроса (т.е. на запросы, опубликованные 20 июля 2021 года, ответы должны быть представлены не позднее 03 августа 2021 года).

Наименование субъекта ОРЭМ

Название сечения КУ/ГТПг

Код сечения КУ/ГТПг

Общее кол-во часов с расхождениями м. 51070 и УП в отчетном месяце

Общее кол-во часов с расхождениями м. 51070 и УП по каждой причине в столбце 8.1

Случай, соответствующий причине расхождений

Общее количество часов для каждого случая в столбце 8.2

Форма частично заполняется Ассоциацией «НП Совет рынка» (колонки 1-6), субъекту оптового рынка необходимо заполнить колонки 7, 8.1 (колонки 8.2, 8.3, 9 заполняются при необходимости). Обращаем внимание на то, что в случае выбора в колонке 8.1 значения «Другая причина», субъект оптового рынка обязан заполнить колонку 9, указав, какие именно фактические обстоятельства привели к расхождениям значений макетов 51070 и УП, а также предоставить в Ассоциацию «НП Совет рынка» документы, подтверждающие такие обстоятельства.

Более подробно про порядок заполнения формы см. пункт 6.5, а также Приложение 2.9 Регламента контроля за соблюдением участниками оптового рынка Правил оптового рынка и Договора о присоединении к торговой системе оптового рынка (Приложение № 23 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка)). Также в регламенте можно посмотреть пример заполнения формы (он дан после Приложения 2.9).

Источник

Об изменении регламентных сроков и состава передаваемой информации в макетах 80020/80040

Уважаемые Субъекты ОРЭМ!

Обращаем Ваше внимание, что с 01 октября 2021 года в силу вступают изменения в Приложение № 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности, принятые на заседаниях Наблюдательного совета Ассоциации «НП Совет рынка» от 24.09.2020 и 27.04.2021.

С 01 октября 2021 года изменяются итоговые сроки предоставления результатов измерений в макетах 80020/80040:

Напоминаем Вам, что прием данных коммерческого учета осуществляется в автоматическом режиме. С результатами приема АО «АТС» данных коммерческого учета в электронных документах (макеты 80020, 80040, 51070 и 50080) можно ознакомиться на сайте АО «АТС» в подразделе «Данные АИИС» раздела «Личный кабинет». Для просмотра результатов приема АО «АТС» данных коммерческого учета необходимо пройти процедуру авторизации с использованием электронных ключей, выданных Удостоверяющим центром АО «АТС» и имеющих область применения для коммерческого учета (Документы, обеспечивающие организацию системы измерений и сбора информации о фактическом производстве электрической энергии и мощности, и их потреблении на оптовом рынке).

По возникающим вопросам, связанным с вышеописанными изменениями и порядком прекращения приёма макетов 80020 (80040), содержащих данные коммерческого учета по точкам поставки и сечению коммерческого учёта в целом, необходимо обращаться к сотрудникам Департамента коммерческого учета, указанным ниже.

Источник

Регламент коммерческого учета электрической энергии оптового рынка электроэнергии переходного периода (стр. 4 )

Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах: 1 2 3 4

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

и порядку заполнения перечней средств измерений

Перечень средств измерений для целей коммерческого учета по точкам поставки генерации электрической станции Поставщика*

Диспет-черское наимено-вание единицы генериру-ющего оборудо-вания

(наиме-нование точки поставки генерации)

Точки поставки (передачи) электроэнергии и мощности

Место установки счетчика; кл. точности; признак включения в АСКУЭ

Место установки датчика ТМ, по которому формиру-ется ежедневный профиль нагрузки; признак наблюдае-мости в ОДУ

Место установки датчика ТМ, по которому контролируется генерация; признак наблюдаемости в ОДУ

-ЦДУ ЕЭС» _____________

НП «АТС» ______________

ПОРЯДОК И ФОРМАТ ПЕРЕДАЧИ В НП «АТС»

Предмет и сфера действия Порядка

Предмет

Настоящий Порядок устанавливает правила и формат предоставления в Департамент сбора данных коммерческого учета НП «АТС»:

Сфера действия

Положения настоящего Порядка распространяются на:

1) субъектов оптового рынка электроэнергии, сетевые компании;

2) Администратора торговой системы;

3) Системного оператора.

1. Порядок передачи в НП «АТС» субъектами оптового рынка и ОДУ коммерческой и оперативной информации о производстве, потреблении и перетоках электроэнергии.

1.1. Подготовка к передаче информации

— адрес электронной почты, на который НП «АТС» должен высылать подтверждения о получении информации;

— данные лиц, ответственных за обмен в электронном виде информацией с НП «АТС», по следующей форме:

адрес электронной почты

При изменении регистрационных данных, соответствующая информация должна быть сообщена в НП «АТС» за один рабочий день до предполагаемой даты изменения.

1.2. Учетно-расчетное время формирования данных коммерческого учета и оперативных данных

Формирование почасовых величин электроэнергии осуществляется по принципу единого учетно-расчетного времени: для ценовой зоны Европы и Урала, предусмотренной Постановлением Правительства Российской Федерации от 01.01.01г. № 000 «О правилах оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода», принято московское время, а в случае принятия соответствующих изменений и дополнений к указанному Постановлению по времени, принятому для вновь вводимых ценовых зон.

1.3. Передача информации

1.3.2. НП «АТС» формирует список изменений к выше указанному Перечню, вступающему в действие с 1-го числа месяца, в течение которого действуют изменения, с указанием исключаемых и добавляемых учетных показателей. Список изменений к Перечню, НП «АТС» передает на электронный адрес ответственного лица в ОДУ не позднее, чем за три календарных дня до начала месяца, в течение которого действуют изменения.

1.3.4. Информация направляется субъектами оптового рынка и ОДУ в НП «АТС» по электронной почте на адрес сервера НП «АТС» (*****@***com).

1.3.5. Информация в виде электронного документа должна быть включена в почтовое сообщение как вложение.

1.3.6. Допускается упаковка электронного документа архиватором zip. В этом случае наименование упакованного файла должно совпадать с наименованием электронного документа, а расширение наименования должно быть zip.

1.3.7. Субъекты оптового рынка представляют в НП «АТС» электронный документ (Акт оборота электроэнергии) не позднее окончания седьмых суток месяца, следующего за отчетным.

В случае необходимости проведения корректировки электронного документа (Акта оборота электроэнергии), уточняющие данные в электронном виде, должны быть предоставлены субъектом оптового рынка в НП «АТС» не позднее окончания седьмых суток месяца, следующего за отчетным.

1.3.8. ОДУ представляют в НП «АТС» электронный документ, содержащий оперативную информацию о значениях учетных показателей субъектов оптового рынка за отчетные сутки, до 12.00 московского времени рабочих суток, следующих за отчетными сутками.

В случае необходимости проведения корректировки оперативной информации, уточнённые данные в электронном виде должны быть предоставлены ОДУ в НП «АТС» сразу после получения ОДУ уточняющей информации, но не позднее окончания седьмых суток месяца, следующего за отчетным.

1.3.9. По запросу ОДУ НП «АТС» представляет сводку об оперативной информации, хранящейся в НП «АТС».

2. Описание формата электронного документа «Акт оборота электроэнергии» и оперативной информации.

В настоящем Порядке используется следующая ссылка:

— Расширяемый язык разметки (XML) 1.0 (вторая редакция) Рекомендация W3C от 6 октября 2000 года (Extensible Markup Language (XML) 1.0 (Second Edition). W3C Recommendation 6 October 2000).

2.2. Общие положения

2.2.1. При передаче электронного документа используется расширяемый язык разметки (XML) в соответствии со спецификацией Extensible Markup Language (XML) 1.0.

2.2.2. При декларации кодировки, являющейся частью декларации XML, используются названия и псевдонимы русскоязычных наборов символов, зарегистрированных в Internet Assigned Numbers Authority. Например: “windows-1251”, “cp866”.

2.2.3 Описание структуры входящего документа (формат 51070):

2.2.3.1. Описание корневого элемента

В электронном документе допускается наличие только одного корневого элемента

Значение атрибута class корневого элемента

содержит данные о типе присылаемой информации. Значение атрибута class должно быть равно 51070.

Значение атрибута version корневого элемента

содержит данные о версии формата. Значение атрибута version должно быть равно 1.

Значением атрибута sender корневого элемента

является идентификационный номер налогоплательщика субъекта оптового рынка и ОДУ, предоставляющих информацию.

Значением атрибута kpokod корневого элемента

Филиал ОАО “СО-ЦДУ ЕЭС” ОДУ Урала – 330070;

Филиал ОАО “СО-ЦДУ ЕЭС” ОДУ Средней Волги – 750070;

Филиал ОАО “СО-ЦДУ ЕЭС” ОДУ Северного Кавказа – 320070;

Филиал ОАО “СО-ЦДУ ЕЭС” ОДУ Центра – 310070;

Филиал ОАО “СО-ЦДУ ЕЭС” ОДУ Северо-Запада – 340070;

Филиал ОАО “СО-ЦДУ ЕЭС” ОДУ Сибири – 350070.

Значением атрибута created корневого элемента

является дата и время создания электронного документа. Дата и время создания электронного документа предоставляется в формате “ГГГГММДДччммссGMT+SDL”, где: ГГГГ – год, ММ – порядковый номер месяца, ДД – день, чч – час, мм – минуты, сс – секунды, GMT+S – сдвиг времени относительно времени по Гринвичу, DL – знак обозначающий, что указанное время является летним.

Если используется московское время, то “GMT+3” можно не указывать. Если используется любое иное время, то “GMT+S” (сдвиг времени относительно времени по Гринвичу) указывать обязательно.

Если время зимнее, то знак DL не указывается. Если время летнее, то указание знака DL является обязательным.

Использование пробелов внутри формата указания времени не допускается.

Значение атрибута id корневого элемента

содержит уникальный идентификатор электронного документа (globally unique identifier (GUID)).

Потомком корневого элемента

2.2.3.2. Описание элемента :

Элемент содержит информацию о фактических объемах производства и потребления электроэнергии субъектами оптового рынка в соответствии с учетными показателями.

Значение атрибута code элемента содержит данные об идентификаторе учетного показателя субъекта оптового рынка, по которому предоставляется информация.

2.2.3.3. Описание элемента :

Например, если СУБЪЕКТ1 (PXXXXXXX) поставляет в сети СУБЪЕКТА2 (PYYYYYYY) 400 000 кВт*ч, то эту информацию можно представить следующим образом:

2.2.3.4. Описание элемента

Значениями атрибутов begin и end являются дата и время начала и конца измерения соответственно. Дата и время предоставляется в формате “ГГГГММДДччммGMT+SDL”, где: ГГГГ – год, ММ – порядковый номер месяца, ДД – день, чч – час, мм – минуты, GMT+S – сдвиг времени относительно времени по Гринвичу, DL – знак обозначающий, что указанное время является летним.

Значением атрибута power является информация о количестве электроэнергии.

Количество электроэнергии предоставляется в кВт*ч и должно быть целым числом.

2.2.4. Пример электронного документа представлен в п.2.3 настоящего Порядка.

Декларация разметки указана в п.2.4 настоящего Порядка.

2.2.5. Имя файла, содержащего электронный документ, должно составляться в формате:

ИНН – идентификационный номер налогоплательщика субъекта оптового рынка и ОДУ, представляющего информацию,

“ГГГГММДДччммсс” – дата и время создания документа,

Источник

Что такое макет 51070

О работе организаций коммерческой инфраструктуры, формировании данных коммерческого учета за октябрь 2021 года, передаче результатов измерений и о проведении испытаний АИИС КУЭ в октябре-ноябре 2021 года

Уведомляем, что в период установленных в соответствии с Указом Президента РФ от 20.10.2021 № 595 и Указом Мэра Москвы от 21.10.2021 № 62-УМ нерабочих дней 28 и 29 октября 2021 года и с 1 по 3 ноября 2021 года организации коммерческой инфраструктуры будут продолжать осуществлять свою деятельность и выполнять функции в соответствии с положениями Договора о присоединении к торговой системе оптового рынка с учетом особенностей, установленных Временным регламентом обеспечения торговли электрической энергией и мощностью на оптовом рынке в связи с применением мер, направленных на нераспространение новой коронавирусной инфекции (COVID-19) (Приложение № 20.2 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).

Удостоверяющий центр продолжит изготовление ключей ЭП по процедуре п.9.2.11 Регламента УЦ в соответствии со сроками, указанными в План-графике

В связи с этим обращаем внимание, что испытания АИИС КУЭ, назначенные в рамках процедуры установления соответствия АИИС КУЭ техническим требованиям ОРЭМ в периоды 28-29 октября 2021 года и 01-03 ноября 2021 года, будут проведены в сроки, указанные в направленных уведомлениях.

Формирование фактических данных коммерческого учета по итогам октября 2021 года должно осуществляться в соответствии с требованиями Регламента коммерческого учета электроэнергии и мощности (Приложение 11 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка, далее – Регламент коммерческого учета):

Передача результатов измерений от АИИС КУЭ участников ОРЭМ (ФСК) (макеты 80020/80040) должна осуществляться в соответствии с Приложением № 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с учетом следующих сроков передачи вышеуказанных результатов измерений:

Напоминаем, что прием данных коммерческого учета осуществляется в автоматическом режиме. С результатами приема АО «АТС» данных коммерческого учета в электронных документах (макеты 80020, 80040, 51020, 51075, 51070 и 50080) можно ознакомиться на сайте АО «АТС» в подразделе «Данные АИИС» раздела «Личный кабинет». Для просмотра результатов приема АО «АТС» данных коммерческого учета необходимо пройти процедуру авторизации с использованием электронных ключей, выданных Удостоверяющим центром АО «АТС» и имеющих область применения для коммерческого учета (Документы, обеспечивающие организацию системы измерений и сбора информации о фактическом производстве электрической энергии и мощности, и их потреблении на оптовом рынке).

По вопросам сбора данных коммерческого учета 04, 05 и 06 ноября 2021 года Вы можете обратиться к сотрудникам Департамента коммерческого учета:

Николаева Ольга Викторовна (телефон (495) 967-00-05, доб. 1424);

Краснова Наталья Николаевна (телефон (495) 967-00-05, доб. 1547);

Сергеев Кирилл Евгеньевич (телефон (495) 967-00-05, доб. 1483);

Струщенко Сергей Алексеевич (телефон (495) 967-00-05, доб. 1724).

Источник

Распределение потерь

Введение

Технологическое взаимодействие генераторов, сетей, энергосбытов и потребителей электроэнергии по энергосбережению и повышению энергетической эффективности — важная бизнес — задача, а также важнейшая государственная задача. Федеральный закон РФ от 23 ноября 2009 г. N 261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации» создал правовые, экономические и организационные основы стимулирования энергосбережения и повышения энергетической эффективности [1]. Сокращение потерь энергетических ресурсов при их передаче и потреблении является многопараметрической задачей, охватывающей множество разнообразных процедур в различных технических системах и отраслях. Одной из важнейших задач, при определении объёмов потреблённой электроэнергии, является распределение потерь энергии между субъектами розничного рынка электроэнергии (РРЭ), находящимися в одной технологической цепочке.

На всех участках линии перетока возникают общие фактические потери электроэнергии и мощности. Эти потери возникают в сетях сетевых организаций и, для целей автоматизированного расчёта стоимости электроэнергии (биллинга), должны быть определены (измерены, рассчитаны и спланированы).

Целью изучения вопроса распределения потерь электроэнергии стало моделирование соответствующего функционала в современных информационных системах, а также учёт потерь, которые по каким либо причинам явно не распределены по смежным субъектам рынка электроэнергии, а значит, не имеют ответственного за их снижение. Объектом исследования стали точки поставки электроэнергии, собранные в группы по административным и техническим свойствам групп точек поставки (ГТП), а предметом исследования стали, собственно, массивы данных об объёмах потребления электроэнергии.

Для моделирования механизма распределения потерь электроэнергии в биллинговых информационных системах на этапах исследования было проведено:

В периодической отраслевой литературе имеется описание опыта автоматизации энергосбытовой деятельности компаний регионального и городского уровня, таких как МОЭК, «Волгоградэнергосбыт», «Мосэнергосбыт» и других предприятий, где использовались различные зарубежные программно-аппаратные платформы (SAP, Oracle E-Business Suite, Oracle CC&B;). Автор статьи участвовал в постановке технических задач и внедрении отечественных информационных биллинговых систем российских разработчиков в компаниях «Арктик — энерго» (Мурманская область), «Оборонэнергосбыт» (Москва), во множестве региональных энергосбытов Волгограда, Владивостока, Ярославля, Самарской и Саратовской областях. Анализируя результаты проектов, можно сделать вывод, что применение в энергосбытовой деятельности последних управленческих и it-разработок дает значительные положительные эффекты как оперативного, так и стратегического характера на долгосрочную перспективу и в интересах значительного числа участников процесса. При этом процедура распределения потерь часто сводится к вменению ни чем не обоснованных коэффициентов, корректирующих объёмы потреблённой электроэнергии.

Классификация потерь на РРЭ

Известно, что как плановые, так и фактические потери сетевой организации делятся на технические и «коммерческие» [2].

Коммерческие потери — это часть общих потерь, обусловленная неточностью исходных данных, а к техническим- потери в линиях и оборудовании электрических сетей, обусловленных физическими процессами, происходящими при передаче электроэнергии в соответствии с техническими характеристиками и режимами работы линий и оборудования.

На всех участках линии перетока для энергосбытовых и сетевых предприятий возникают различные потери, с точки зрения ответственности и оплаты за их возникновение. Данные об этих потерях рассчитываются и хранятся в специализированных автоматизированных системах, предназначенных для расчёта стоимости потреблённой электроэнергии. Величина технических потерь в автоматизированной биллинговой системе — есть некий измеряемый фактор — «учётный показатель», подлежащий регистрации с помощью измерения и «расчётный показатель» расчётной модели измерений, подлежащий расчёту.

Измерения — первичная функция автоматизированных измерительных систем и ключевая концепция многомерных баз данных. Многомерное моделирование предусматривает использование измерений для предоставления максимально возможного контекста для измеряемых фактов [3]. Измерения используются не только для определения объёмов потреблённой энергии (например, показаний счётчика электроэнергии), но и для определения объёма потерь на требуемом уровне детализации. Измерения организуются в иерархию, состоящую из нескольких уровней, каждый из которых представляет уровень детализации, требуемый для соответствующего анализа. Для систематизации информационной структуры и детализации данных биллинговой системы удобно использовать фреймовую концепцию представления знаний, идея которой состоит в концентрации всех знаний о некотором классе объектов в единой структуре данных, что позволяет связать декларативные и процедурные знания о рассматриваемом объекте. [4]

На участке до точки поставки потери D_W1 компенсируются всеми покупателями электроэнергии (мощности) на оптовом рынке электроэнергии и мощности (ОРЭМ), согласно установленных государством тарифов, которые, как правило, входят в стоимость электроэнергии, покупаемой на ОРЭМ [2]. Если величина этих потерь не входит в стоимость приобретаемой электроэнергии на ОРЭМ, то она регистрируется в базе данных в относительном значении.

На участке от точки измерения на ОРЭМ до точки поставки (подключения) на РРЭ потери D_W2 компенсирует сетевая организация, осуществляющая транзит электроэнергии и мощности до точек подключения, находящихся на границе балансовой и эксплуатационной принадлежности сетей сетевой организации и сетей потребителей. Законодательством РФ определено, что потери электрической энергии в электрических сетях, не учтенные в ценах (тарифах) на электрическую энергию на оптовом рынке, оплачиваются сетевыми организациями путем приобретения электрической энергии на розничном рынке у гарантирующего поставщика или энергосбытовой организации по регулируемым ценам (тарифам), определяемым в соответствии с утверждаемыми федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов методическими указаниями, и свободным (нерегулируемым) ценам [5]. Эти потери определяются разностью между объёмами закупленной электроэнергии в точке поставки и потреблёнными объёмами в точке подключения и подлежат компенсации (выкупу) сетевой организацией [5]. Величина этих потерь подлежит учёту в виде расчётного показателя автоматизированной системы.

На участке от точки подключения на розничном рынке до точки учёта потери D_W3 подлежат компенсации эксплуатирующей внутренние сети потребителей организацией. Согласно законодательству, потери электроэнергии во внутридомовых электрических сетях определяются исполнителем коммунальных услуг как разность между объемом электрической энергии, приобретенным на границе балансовой принадлежности электрических сетей сетевой организации и внутридомовых электрических сетей, объемом использования электрической энергии на общедомовые нужды и объемом оказанных потребителям коммунальных услуг электроснабжения [5].

Как правило, величина этих потерь согласовывается сертифицированными методиками (или условиями договора электроснабжения) и выражается в поправочном коэффициенте, уточняющем объём реализованной электроэнергии потребителю, возлагая ответственность за потери на потребителя или эксплуатирующую его сети организацию [5]. Величины этих потерь подлежат учёту в виде учётного показателя автоматизированной системы с целью включения их в расчёт стоимости реализованной электроэнергии.

На участке от точки поставки до точки измерения, или между совокупностями этих точек, потери компенсирует сбытовая организация, и их учёт и распределение является частью учётных и измерительных задач автоматизированной системы коммерческого учёта и автоматизированной биллинговой системы. Величина потерь определяется согласованным алгоритмом расчёта потерь между поставщиком и потребителем и смежными организациями, осуществляющими измерения электроэнергии в режиме «отдача» и в режиме «приём».

Задача распределения потерь

Задача измерения объёмов электроэнергии в двух режимах возникает, когда схема электроснабжения построена таким образом, что в результате переключений происходит и изменение расчётных схем, и изменение отношения точек поставки к точкам измерения.

Расчётные схемы — это математическая модель замещения элементов электрической сети (линии электропередачи, подстанционное оборудование) электроэнергетической системы с обозначением узлов генерации и нагрузки, объединенных в соответствии с физической последовательностью их соединения в электрической сети [6]. Расчётные схемы связывают точки поставки электроэнергии и точки её измерения, образуя организационную модель измерений электроэнергии.

Точка измерения электроэнергии — это физическая точка в электрической цепи, в которой производится прямое измерение величины и направления тока. Точке измерения может также соответствовать набор параметров, определяющий измерительный комплекс (прибор учёта (счётчик), коэффициенты трансформации трансформаторов тока, напряжения, координаты на карте и на электрической схеме).

Точка поставки электроэнергии субъекту ОРЭМ — это место в электрической сети, определяемое для каждого участника оптового рынка Системным оператором и Администратором торговой системы, используемое для определения и исполнения участником оптового рынка обязательств по договорам купли-продажи электрической энергии и владельцев объектов электросетевого хозяйства по оплате потерь электрической энергии [2]. Точка поставки обычно совпадает с границей балансовой принадлежности [7]. Точки поставки объединяются в группы.

Точки поставки и ГТП — это сущности, обладающие характерным поведением и отличительными характеристиками в предметной области. К точкам учёта «привязываются» точки измерения, на которых производится закупка, к точкам измерения привязываются точки учёта, по которым производится реализация. Эти связи образуют свои дополнительные фреймы, на основе которых формируется расчётная и организационная модели измерений. От количества точек измерения и точек поставки, от конфигурации иерархии моделей измерения электроэнергии зависит выбор методов и инструментов автоматизации сбытовой деятельности и способов обработки информации.

Организационная модель измерений электроэнергии — это модель, описывающая (или отражающая в информационной системе) иерархию элементов электрической сети и правила учёта объёмов перетока и потребления электроэнергии. Задачей организационной модели измерений является формирование корректных учётных показателей.

Расчётная модель измерений электроэнергии — это модель, описывающая (или отражающая в информационной системе) правила и методы обработки информации об объёмах ценах и стоимости закупаемой и реализуемой электроэнергии. Задачей расчётной модели измерений является формирование корректных расчётных показателей.

Точка поставки также может быть выражена типовым фреймом с набором слотов идентификаторов и слотов-ссылок. Во многих случаях, определённых методом расчёта стоимости электроэнергии, для точек учета потребителей, организационная модель измерений должна определять сведения о соответствующих им точках поставки. Это соответствие нужно для определения конкретной точки поставки к группе точек поставки. В случае, когда реализация электроэнергии потребителям производится непосредственно с точек поставки ОРЭМ (точки поставки совпадают с точками подключения), то точки измерения совпадают с точками учёта на РРЭ. В этом случае, объём потерь, возникающий на линии перетока между точкой поставки и точкой измерения, корректирует объёмы потребления электроэнергии (мощности) поставщиком. В этой, как и в других ситуациях, величина потерь зависит от марки проводника, длины участка перетока, величины дифференциации времени измерений, потерь реакторов трансформаторов, объёма активной и реактивной энергии и тоже согласовывается между поставщиком и потребителем. При этом часто возникает ситуация, когда данные АСКУЭ, загружаемые в автоматизированную биллинговую систему в формате 80020, содержат данные об энергопотреблении по точкам измерения, измеряющих объём отгрузки электроэнергии разным потребителям с разным коэффициентом согласованных потерь. При этой ситуации возникает задача распределения потерь.

Распределение потерь — это расчётная функция автоматизированной биллинговой системы, которая при определении объёма реализованной электроэнергии, производит корректировку этого объёма на величину согласованных потерь по каждой точке учёта или точке измерения, согласно договорным условиям и организационной модели измерений.

Данные об энергопотреблении на точках измерения могут передаваться в различных макетах файлов, а для оптового рынка, для передачи данных, существует специальный формат XML файлов. Исходными данными для определения объёма потерь, подлежащих распределению, являются данные, формирующиеся в АИИС КУЭ и собранные в специализированные макеты передачи данных:

Макет «80020» — формат для передачи идентифицированных результатов прямых и косвенных измерений средствами АИС КУЭ по точкам измерений и точкам поставки, для передачи сальдо перетоков по ГТП;

Макет «51070» формат для передачи часовых величин потреблённой электроэнергии, а также величин перетоков между смежными участниками оптового рынка [7].

В случае, если потребитель электроэнергии является субъектом ОРЭМ или реализация электроэнергии ведётся в точке её закупки на ОРЭМ, точка учёта совпадает с точкой измерения и данные формата 80020 являются данными о реализованной электроэнергии без учёта потерь на линии перетока [7].

Задача распределения потерь возникает, когда данные об объёме энергопотреблении W попадают в базу данных автоматизированной системы путём загрузки внешних данных при этом:

Последняя ситуация может сложиться посредством исторически обусловленной технической специфики ввода в эксплуатацию элементов и сегментов АИИС КУЭ. Несовпадение данных макета с границами данных ГТП, в свою очередь, может возникнуть в следующих «подситуациях»:

Эриа (от англ. area — область) — множество точек измерения имеющие набор общих свойств, для системы АСКУЭ, которая производит измерения на этих точках и собирает их результаты в один файл формата 80020

Практика энергосбытовой деятельности и соответственно автоматизированная биллинговая система должна предоставлять возможность распределения потерь DW между потребителями двумя способами:

Методы распределения потерь в информационных системах

Для корректировки объёмов энергопотребления на величину заранее согласованных потерь на каждой точке учёта, совпадающей с точкой измерения, в автоматизированной биллинговой системе можно использовать метод создания объектов распределения потерь и групп объектов распределения.

Объект распределения потерь — это совокупность точек измерения, по которым рассчитываются потери. Объект расчета, как правило, включает в себя одну, две, три или n точек измерения из одного эриа. В зависимости от количества точек измерения изменяется математическая формула расчёта распределённых потерь и алгоритм её реализации в автоматизированной системе.

Группа объектов распределения потерь — это совокупность объектов расчета (точек поставки, совпадающих с точками учёта), для которых потери рассчитываются по одной и той же формуле с одинаковыми коэффициентами. Группа объектов распределения потерь — это виртуальная сущность предметной области, на основании которой можно построить модель аппарата распределяющего потри электроэнергии по точкам учёта или по точкам измерения. Модель предметной области — это некоторая система, имитирующая структуру или функционирование предметной области адекватная этой области [9]. С помощью моделирования аппарата распределения данных о потерях в настоящей работе решается задача обеспечения разработчика биллинговой информационной системы функциональными моделями, с помощью которых можно сконструировать инструменты регистрации измерений и обмена информацией между частями системы или между различными приложениями или различными программно- аппаратными системами.

В одну группу распределения потерь в автоматизированном биллинге целесообразно включать те точки поставки, которые, кроме общей формулы распределения потерь, имеют общее отношение к одной эриа.

С точки зрения фреймовой концепции построения информационной структуры данных, эриа и группа объектов распределения потерь это взаимосвязанные фреймы, имеющие слоты-идентификаторы (имя объекта), слоты-значения (поля объекта с учётными показателями) и слоты-ссылки [4], определяющие отношения точек поставки к группам расчёта потерь и к эриа.

Исходными данными для распределения потерь являются согласованные коэффициенты потерь, данные файла макета 80020 с результатами измерений активной и реактивной электроэнергии в режиме «отдача» W_О и в режиме «приём» W_П без учёта потерь.

При этом возникает два вида распределяемых потерь, зависящих от объёма измеренной активной и реактивной энергии.

Потери в режимах, когда ветвь расчётной цепи имеют различные направления измеряемой энергии: Потери в режиме «приём» D_WП и потери в режиме «отдача» D_WО, гдеW_{П i} и W_{О i} — объём измеренной в точке измерения электроэнергии, вошедший в файл передачи данных без учета потерь для i-ой точки измерения.

Для объектов распределения, включающих n точек поставки, потери должны определяться по универсальной формуле, определение которой требует моделирования общего вида отношения потерь в расчётной модели измерений и является предметом отдельного исследования.

С точки зрения биллинга, у каждой ГТП есть несколько групп объектов распределения согласованных потерь. В каждой группе объектов может быть множество объектов распределения. Как правило, этим объектом распределения потерь является одна или несколько точек измерения в эриа, в зависимости от расчётных схем энергоснабжения.

Расчетная схема или схема замещения состоит из узлов и ветвей, описывающих топологию электрической сети, и из параметров (активное и реактивное сопротивления, коэффициенты трансформации и т.п.) элементов электрической сети. Расчётная схема определяет объекты для расчёта потерь.

На практике, автоматизированная система энергосбытовой компании должна вести учёт всех групп объектов распределения потерь в специальном справочнике, в котором задаются расчетные коэффициенты и вышеупомянутые формулы для расчёта распределения потерь.

Всё вышеописанное касалось корректировки объёмов энергопотребления на величину заранее согласованных потерь на каждой точке учёта, совпадающей с точкой измерения. Что же касается корректировки объёмов энергопотребления на величину общих потерь по ГТП, с последующим распределением их между потребителями электроэнергии, то здесь может быть предложена некоторая специфическая методика определения величины распределяемых потерь. Инструменты распределения потерь, работающие по этому методу, сравнивают фактические данные об объёмах потребления на РРЭ, введенные в базу данных автоматизированной биллинговой системы (которые могут быть сформированы в виде файла макета 51070) с данными файла макета 80020 и разница (собственно, и составляющая потери) затем распределяется между потребителями, питающимися из одной ГТП, согласованием интегральных величин потерь. Это позволяет более точно распределить всю величину потерь между потребителями по «котловому» принципу, благодаря универсальной формуле распределения потерь для N-ного количества точек учёта.

В случае наличия дифференцированных интервальных данных, автоматизированная биллинговая система должна произвести загрузку этих данных и произвести расчёт потерь и распределение потерь по точкам учёта, согласно расчётной модели измерений, и сформировать данные о фактическом объеме энергопотребления, как разницу между данными результатов измерений и данными расчёта потерь, согласно модели, предложенной на рисунке (опубликован в журнале).

Заключение

Проведённое исследование показало, что процедура распределения потерь, является этапом бизнес — процесса автоматизированного расчёта стоимости потреблённой электроэнергии, и она формирует расчётные показатели, определяющие объём энергопотребления, подлежащий оплате.

В статье предложена модель функционирования модуля распределения потерь биллинговой системы, посредством метода использования групп точек поставки с идентичными характеристиками для расчёта потерь. Применение в автоматизированных биллинговых системах модуля, который производит корректировку фактического потребления, объединяя точки поставки со схожими характеристиками, позволит достичь меньшей зависимости биллинговых расчётов от конфигурации АСКУЭ и снизить долю объёма, который мог бы быть перераспределён между точками учёта при изменении конфигурации АСКУЭ или биллинговой системы в полтора — два раза.

Произведя изучение массивов данных в формате 80020 и 51070 в различных энергосбытовых компаниях в разных регионах России, было установлено, что топология различных АИИС КУЭ не соблюдает требования корректного распределения потерь и биллинговым системам приходится выполнять задачи распределения методами, неподдающимися унифицированному математическому расчёту и автоматизации. Основной причиной этого, послужило то, что при создании АИИС КУЭ, не ставились задачи повышения энергоэффективности, а лишь ставились задачи учёта потребляемой электроэнергии.

Классификация потерь на различных участках линии перетока в иерархии моделей измерений, определение сущностей, подлежащих учёту, для целей распределения потерь и определение исходных данных для алгоритмов распределения потерь позволило на поздних этапах исследования учесть эти данные при формализации методов расчёта стоимости реализуемой электроэнергии на РРЭ.

Литература

И. Н. Фомин,
директор компании «EnergoKB Group»
Статья опубликована в журнале «Энергетик» (Москва) 2013 г. № 8

Источник