Сегодня уже не приходится говорить о необходимости установки АСКУЭ, поскольку к свободным торгам на рынке электроэнергии будут допущены только субъекты, оснащенные современными системами учета. При этом возникает огромное количество вопросов - начиная с того, какая система АСКУЭ нужна, и заканчивая тем, сколько это удовольствие будет стоить. Ответы на эти и другие вопросы дают специалисты организаций, внедривших автоматизированные системы коммерческого учета электроэнергии.

1. Расскажите о своем опыте внедрения АСКУЭ.     2. Сколько времени требуется на разработку проекта, монтаж, наладку системы АСКУЭ?     3. Какие проблемы могут возникнуть при внедрении АСКУЭ и как их решить?     4. Каким требованиям должны удовлетворять системы учета для рынка электроэнергии?     5. Каковы затраты на внедрение АСКУЭ?     6. По каким критериям следует отбирать партнеров, с которыми в дальнейшем предстоит работать?     7. Как вы оцениваете существующее состояние средств коммерческого учета и каковы перспективы внедрения АСКУЭ на предприятиях?

    Николай Кащеев - заместитель главного инженера ОАО <эКонаковская ГРЭС>
    Дмитрий Вологжанин - начальник топливно-энергетического управления ОАО <эКонаковская ГРЭС>

    1. Разработка проекта АСКУЭ на Конаковской ГРЭС началась в апреле 1993 г. Первоначально система базировалась на сумматорах ЦТ-5000: других рекомендованных средств в то время не было. В 1996 г. АСКУЭ дополнили 11 телесумматорами GANZ типа METS-MC, а в 2000 г. были внедрены телесумматоры Mega Data фирмы Shlumberger-Ganz.
    В настоящее время АСКУЭ на Конаковской ГРЭС включает в себя две дублирующие подсистемы - основную на базе четырех устройств Mega Data, и резервную на базе 11 устройств GANZ METS-MC. С их помощью обрабатываются данные по 95 точкам учета. За время эксплуатации система показала высокую надежность, хотя, конечно, были выявлены и некоторые недостатки.
    2. Работу по модернизации существующей АСКУЭ необходимо провести до 30 ноября текущего года. Мы обязаны это сделать, поскольку приказом РАО <эЕЭС России> № 521 от 08.10.2003 все его дочерние и зависимые общества не позднее 1 декабря 2004 г. должны создать и сдать в промышленную эксплуатацию системы коммерческого учета. Поэтому план-график выполнения работ напряженный. На разработку и согласование технического задания отпущено 30 дней, на разработку техпроекта и пакета технологической документации - 60, монтаж и наладка займут 90 дней, а ввод в эксплуатацию - 30.
    3. Внедрение систем АСКУЭ сопряжено с решением ряда проблем.
    Во-первых, необходима обязательная поверка первичных измерительных трансформаторов напряжения и тока, которая требует больших трудовых затрат, связанных с операциями во вторичных цепях. Необходима разборка схем соединений, что приводит к дополнительным поверкам цепей или специальным испытаниям. Эти работы целесообразно проводить в период капитальных ремонтов.
    Во-вторых, для поверки встроенных многоамперных трансформаторов тока (12000/5 А) необходимы специальные погрузочные устройства, которых в настоящее время нет. Не решены проблемы поверки встроенных трансформаторов тока на трансформаторах собственного расхода блоков и трансформаторах напряжения ТН-500.
    Кроме этого, внедрение цифровых электросчетчиков требует оснащения метрологических служб предприятия средствами вычислительной техники.
    Кроме того, Правила ПУЭ не учитывают современных требований к АСКУЭ, а пломбирование всех клеммников цепей напряжения и тока технически просто невозможно.
    4. Системы учета должны соответствовать требованиям нескольких документов, а именно: федеральных законов <эОб электроэнергетике>, <эОб энергосбережении>, <эО техническом регулировании>, <эОб обеспечении единства средств и измерений>, Правил оптового рынка, ведомственных актов Минэнерго (ПУЭ, ПТЭ, Правил учета электроэнергии); ведомственных актов РАО <эЕЭС России> (Положения об организации коммерческого учета электроэнергии и мощности на оптовом рынке), ведомственных актов Госстандарта, ГОСТов, стандартов организации.
    5. На ОАО <эКонаковская ГРЭС> осуществляется модернизация существующей АСКУЭ. Основные расходы здесь следующие:

• на разработку и согласование с НП <эАТС> технического задания;
• на разработку технического проекта и пакета эксплуатационной документации;
• на поверку трансформаторов тока и трансформаторов напряжения;
• на монтажные и пусконаладочные работы;
• на работы по сдаче в промышленную эксплуатацию.
      Затраты Конаковской ГРЭС ориентировочно составят от 8 до 12 млн руб.
      6. Выбор партнеров, с которыми предстоит реализовывать программу модернизации, очень важен. Это должна быть организация, имеющая лицензию на проведение данных работ и сертификат РАО <эЕЭС России>. Важно наличие опыта создания подобных систем на крупных объектах электроэнергетики и умения работать <эпод ключ> с выполнением всех требований НП <эАТС> и СО-ЦДУ.
      7. Существующая система АСКУЭ уже не соответствует современному уровню информационных технологий. Мы ставим перед собой задачу стать стабильным лидером на оптовом рынке электроэнергии, поэтому намерены провести намеченные работы по модернизации АСКУЭ, а ныне действующую систему использовать в качестве резервной.
  

      Владимир Рынковой - ведущий инженер АСУТП (администратор АСКУЭ) ОАО <эНовочеркасская ГРЭС>
  

      1. Внедрение АСКУЭ на ОАО <эНовочеркасская ГРЭС> началось с 1998 г. До этого учет электроэнергии на нашей станции производился путем ежедневного обхода оперативным персоналом электроцеха всех учетных счетчиков электроэнергии с записью показаний в специальную ведомость. Счетчики электроэнергии расположены в нескольких релейных щитах, поэтому их обход занимал около двух часов. Такой способ учета имел ряд недостатков. Основной из них - невозможность снять показания одновременно со всех счетчиков электроэнергии, из-за чего нельзя было точно подсчитать баланс электроэнергии. Поэтому первоначально ставилась задача упорядочить систему учета электроэнергии и мощности для внутристанционных целей, т. е. автоматизировать сбор данных со всех электросчетчиков со срезом на определенный момент времени. Тогда же руководством станции было принято решение внедрить систему учета электроэнергии на базе комплекса КТС <эЭнергия> (г. Пенза).
      Внедрение проходило очень долго: с 1998 по 2002 г. Система не была доработана, что приводило к частым сбоям - как программным, так и аппаратным. Компьютеры офисного исполнения не выдерживали длительной круглосуточной работы. Комплекс пришлось демонтировать.
      С 2002 г. ЦДУ РАО <эЕЭС России> было рекомендовано внедрить комплекс на базе телесумматоров MEGADATA и программного обеспечения АСКП9901. По техническим условиям, выданным ТРДЦ ФОРЭМ, мы заключили договор с ЗАО <эЭлектроцентромонтаж> (г. Москва) на весь комплекс работ, от создания и согласования технической и рабочей документации до сдачи системы в промышленную эксплуатацию.
      Монтажные и наладочные работы закончились в начале 2003 г. Опытная эксплуатация проводилась в течение трех месяцев и показала хорошие результаты. Но при сдаче в постоянную эксплуатацию возникли проблемы. К этому времени в ЗАО <эЦДР ФОРЭМ> были разработаны новые требования, предъявляемые к АСКУЭ, и наш комплекс по некоторым параметрам им не соответствовал. Процесс ввода в постоянную эксплуатацию затянулся почти на полгода. В настоящее время система учета функционирует удовлетворительно, однако сбои модемов DialCom телесумматоров осложняют работу.
      2. Из опыта внедрения АСКУЭ на Новочеркасской ГРЭС можно определить, что время с момента подписания договора с исполнителем до сдачи комплекса в постоянную эксплуатацию составляет не более года, причем большая его часть уходит на разработку и согласование технической и рабочей документации. На монтаж и наладку оборудования (100 точек учета) требуется около двух месяцев. Как правило, в монтажных и наладочных работах участвуют специалисты как со стороны исполнителя, так и со стороны заказчика, что сокращает срок на монтажные и пусконаладочные работы. Также в это время специалисты заказчика изучают систему и механизм ее работы, чтобы в дальнейшем эксплуатация комплекса происходила более грамотно.
      На опытную эксплуатацию всего комплекса коммерческого учета электроэнергии уходит от одного до трех месяцев. За время опытной эксплуатации выявляются и устраняются все дефекты комплекса, урегулируются протоколы обмена данными между смежными субъектами рынка, разрабатываются и утверждаются инструкции по эксплуатации, в которых определяются зоны ответственности между подразделениями как внутри одного субъекта рынка, так и между смежными субъектами по границам разделения балансовой принадлежности.
      3. При внедрении АСКУЭ возникают проблемы как организационного, так и технического характера. Во-первых, с вводом в действие учета электроэнергии посредством АСКУЭ не отменен учет по показаниям барабанов-счетчиков электроэнергии. Таким образом, с одной стороны, мы должны вести учет электроэнергии по каждой точке присоединения с разбивкой по часам и в конце месяца производить согласование актов со смежными субъектами рынка, а с другой стороны, должны в конце каждого месяца корректировать данные АСКУЭ в соответствии с показаниями барабанов-электросчетчиков. Выход только один: официально узаконить учет электроэнергии по показаниям АСКУЭ и отменить методику учета электроэнергии по показаниям счетчиков.
      Во-вторых, для оперативного ведения диспетчерского графика используются данные телеметрии. Автоматизированный измерительный комплекс (АИК) телеметрии имеет класс точности 1 (большая погрешность измерения). В связи с этим показания АИК и АСКУЭ расходятся, что в конечном итоге приводит к нарушению диспетчерского графика. Для решения данной проблемы необходим комплексный подход к модернизации всего измерительного комплекса, т. е. АИК и АСКУЭ должны иметь один класс точности.
      Еще одна сложная и дорогостоящая задача - поверка первичных цепей измерения.
      Обобщая опыт работы ОАО <эНовочеркасская ГРЭС>, можно определить:
      1) Недостатки средств учета:
  

• отсутствие цифровых интерфейсов для дистанционной передачи результатов измерений;
• отсутствие энергонезависимой памяти хранения профилей (векторов) измерения;
• необходимость двух счетчиков для учета активной и реактивной энергии;
• короткий межповерочный интервал индукционных счетчиков;
• узкий нормированный диапазон по току нагрузки;
• нестабильные точностные характеристики;
• воздействие на счетчики электромагнитным полем;
• возможность инвертирования фазы тока нагрузки.
      2) Недостатки организации учета:
  
• методы учета морально устарели;
• организационная структура учета предельно упрощена;
• номенклатура функций учета недостаточна;
• низкая степень автоматизации;
• в структурной схеме системы учета отсутствует центральный ИВК, рассчитывающий интегральные значения.
      4. В настоящее время разработаны и приняты требования, изложенные в приложении 11.1-11.4 к договору о присоединении к торговой системе оптового рынка.
      В названном документе перечислены все мероприятия по приведению систем коммерческого учета электроэнергии к современным нормам.
      5. Затраты на внедрение или модернизацию АСКУЭ составляют порядка 10-15 млн руб. Они складываются из расходов на приобретение новых электросчетчиков, контроллеров, вычислительной техники, программного оборудования, оплаты монтажных и пусконаладочных работ и работ по обследованию объекта, создания рабочей и технической документации, а также затраты, связанные с оформлением документов на получение сертификата на единичный измерительный комплекс. Однако для того, чтобы привести измерительный комплекс на более высокий уровень по классу качества согласно требованиям, изложенным в приложении 11, потребуется замена трансформаторов тока и напряжения, а это десятки миллионов рублей.
      6. При выборе партнеров для работ по внедрению АСКУЭ мы придерживались следующих критериев:
  
• все работы должна проводить одна фирма-исполнитель, начиная от обследования объекта до полной сдачи комплекса в постоянную эксплуатацию и дальнейшее сервисное обслуживание;
• при проектировании АСКУЭ исполнитель должен учитывать дальнейшую интеграцию АСКУЭ с АИК;
• на начальном этапе работ по обследованию исполнитель должен выдать все рекомендации по использованию как АСКУЭ, так и АИК.
      7. Существующие средства коммерческого учета еще не доведены до соответствующих требований по надежности и качеству. На многих субъектах рынка электроэнергии и мощности используются счетчики электроэнергии с импульсным выходом, отсутствуют регистраторы событий. Средства связи между счетчиками, контроллерами и компьютерами пока не очень надежны и представляют собой телефонные линии связи через модемы. На снятие информации со счетчиков и контроллеров уходит много времени, при этом информация иногда утрачивается.
      В настоящее время обязательным условием для участия в регулируемом и конкурентном секторах ОРЭ является наличие у претендента автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУ), сданной в постоянную эксплуатацию. Причем предполагается, что АИИС КУ будет решать больший круг задач, нежели АСКУЭ.
      Таким образом, процесс внедрения средств коммерческого учета на предприятиях будет активизироваться.
  

      Валентин Трубчанин - главный энергетик ОАО <эСеверсталь>
  

      1. 29.10.2003 г. вышло постановление Правительства РФ <эО правилах оптового рынка электрической энергии переходного периода>, и с 1 ноября сектор свободной торговли электроэнергии начал работу. Коммерческая дирекция нашей компании решила с целью снижения затрат закупать электроэнергию на ОРЭ и предложила УГЭ в соответствии с техническими требованиями НП <эАТС> выполнить модернизацию существующей системы коммерческого учета электроэнергии.
      Модернизация АИИС КУ Э была проведена в следующие сроки:
  

• монтаж выполнен до 31.12.2003 г.;
• наладочные работы - до 15.01.2004 г.;
• в опытно-промышленную эксплуатацию система принята (аттестация проведена) 29.04.2004 г.
      2. В среднем на разработку проекта системы АСКУЭ требуется два месяца, выполнение монтажных работ занимает один месяц и более, наладочные работы АИИС КУ Э - около полутора месяцев.
      3. При внедрении АСКУЭ мы столкнулись с рядом проблем. Одна из них - это поэтапный переход по учету на высокую сторону, т. е. на 220 кВ (в настоящее время используется смешанный тип: малая часть замерных узлов учета электроэнергии находится на стороне 220 кВ, а большая - 10 кВ).
      4. Системы коммерческого учета электроэнергии на оптовом рынке электроэнергии должны соответствовать обязательным требованиям:
  
• надежности;
• защищенности;
• функциональной полноте;
• степени автоматизации.
      5. Средневзвешенная экспертная оценка стоимости одной точки учета составляет 12 тыс. долларов, включая НДС, и включает стоимость проектных работ, оборудования и ПО, а также монтажных работ.
      6. Отбор партнеров, с которыми предстоит работать в дальнейшем, должен производиться с учетом следующих параметров:
  
• наличие лицензий, предусмотренных законодательством РФ;
• наличие производственно-технической базы;
• наличие штатного персонала с численностью и квалификацией, достаточной для выполнения работ;
• наличие метрологической службы юридического лица, действующего в соответствии с Положением о метрологической службе;
• наличие локальных нормативных актов, принятых заявителем и направленных на организацию работ на предприятии;
• наличие выполненных работ.
      7. 19 февраля прошлого года на новую АИИС КУ Э в Центре стандартизации, сертификации и метрологии г. Череповца было получено Свидетельство о поверке системы.
      В настоящее время решаются вопросы по оформлению акта о завершении опытной эксплуатации, получению сертификата типа соответствия, присвоения коэффициента класса качества измерительным каналам АИИС КУ Э.
  

      Владимир Люкшин - начальник отдела АСКУЭ энергосбыта ОАО <эЧувашэнерго>
  

      1. Началом работ по автоматизации учета электрической энергии послужило техническое задание на разработку автоматизированной системы контроля и управления потреблением и сбытом электроэнергии (АСКУЭ) чувашской энергосистемы, выполненное генподрядчиком <эИнститут Нижегородскэнергосетьпроект>. Проект основывался на использовании распределяемого директивно типового оборудования: навесных датчиков (для формирования импульсов), систем учета типа ИИСЭ (г. Вильнюс), центра сбора на базе ЭВМ СМ-1420.
      В 1992 г. АСКУЭ оснастили ПС Тюрлема, ПС Канаш ЮЭС, и впервые был получен достоверный баланс ПС в автоматическом режиме. Сбор данных осуществлялся с выводом информации на пульт оператора и распечаткой термопечатающим устройством.
      Эксплуатация выявила принципиальные недостатки системы:
  

• отсутствие оперативного доступа к информации;
• невозможность архивирования;
• отсутствие единой базы данных для ведения балансов объектов;
• низкую надежность оборудования;
• проблемы с ремонтом и обслуживанием;
• невозможность коррекции времени и т. д.
      Не устранив перечисленные недостатки, невозможно было использовать систему как технологию для эффективного решения задач, стоящих перед энергосистемой.
      В 1993 г. было принято решение о внедрении УОИ (устройство обработки информации), разработанного тем же производителем - Вильнюсским заводом электротехники.
      Для организации центра сбора система ИИСЭ-3 была доработана производителями до необходимого функционально-технологического уровня и установлена в энергосбыте ОАО <эЧувашэнерго> в качестве центральной станции для ведения системного времени и дистанционного отбора данных с объектов. Все устройства были оснащены встроенными модемами, работающими по коммутируемым ВЧ-каналам связи. УОИ были установлены на объектах I, II очередей АСКУЭ ОАО <эЧувашэнерго> - межсистемные перетоки и генерация: Чебоксарская ГЭС, ТЭЦ-1, ТЭЦ-2, ТЭЦ-3, ПС Тюрлема, ПС Канаш, ПС Катраси, ПС Луч, ПС Помары, ПС Алатырь, ПС Венец.
      На основании метрологического подтверждения (в 1997 и 2001 гг.) АСКУЭ ОАО <эЧувашэнерго> в 1999 г. была принята в опытную, а затем и промышленную эксплуатацию. Выводы по результатам эксплуатации системы, понимание и поддержка руководства ОАО <эЧувашэнерго> подтвердили правильность подходов специалистов. Примером тому служит успешная работа энергосистемы на ОРЭ.
      В октябре 2003 г., с началом функционирования конкурентного рынка энергии и мощности, в соответствии с постановлением Правительства РФ № 643 все действующие АСКУЭ получили статус временных и в течение двух лет должны выполнить полную модернизацию с учетом правил и норм, а также требований и стандартов НП <эАТС>.
      Наша компания подписала соглашение с подрядчиком - НПО <эЭнергопром-Инжиниринг> (г. Москва) и начала работы по внедрению новой системы - АИИС (автоматизированная информационно-измерительная система).
      2. Система торгов, принятая в НП <эАТС>, так называемый сектор отклонений, а также другие причины не позволяют участникам ОРЭ долго анализировать - необходимо действовать.
      По мнению специалистов отдела АСКУЭ, на реализацию проекта в среднем необходимо от пяти до девяти месяцев. При этом надо понимать, что с учетом географии объектов, их параметров любой проект будет иметь индивидуальные характеристики.
      3. При внедрении АСКУЭ приходится решать множество проблем, начиная с поверки ТТ, ТН и заканчивая каналами связи. Однако главная проблема - понимание необходимости собственно внедрения системы для повышения эффективности функционирования энергосистемы в целом.
      4. Требований к системам учета множество, и они известны всем. Главные из них приведены в Стандарте АТС, основанном на федеральных законах и постановлениях РФ, межгосударственных и государственных стандартах.
      5. Оценка затрат на внедрение АСКУЭ следующая:
  
• для оптового рынка - 200 тыс. руб. на одну расчетную точку;
• для бытового потребительского сектора затраты целесообразны при расходах на одну точку учета не более 20 у. е. (оценка зарубежных специалистов).
      6. Выбирая партнеров для дальнейшей работы на рынке электроэнергии, мы руководствовались следующими критериями:
  
• качество, надежность и стоимость поставляемого оборудования;
• наличие собственных технологий по внедрению, оценка внедренных проектов;
• репутация;
• техническая поддержка, сопровождение и доработка ПО (программного обеспечения);
• собственное производство;
• обучение.
      7. В 2003 г. в ОАО <эЧувашэнерго> утверждена Программа обеспечения надежного функционирования и развития автоматизированной системы контроля и учета электрической энергии (АСКУЭ) ОАО <эЧувашэнерго> на 2003-2005 гг., в 2004 г. - Программа создания АИИС и модернизации АСКУЭ ОАО <эЧувашэнерго>, обеспечивающие создание систем АСКУЭ, которые удовлетворяют требованиям к коммерческому учету оптового рынка (во исполнение приказа РАО <эЕЭС России> № 521 от 08.10.2003).
      Данными программами предусмотрено выполнение требований по работе на ОРЭ, оснащение АСКУЭ базовых подстанций 110 кВ для получения балансов сетевых предприятий анализа потерь, а также мероприятия по развитию АСКУЭ промышленных предприятий и в дальнейшем переход к АСКУЭ-БП (бытовой сектор).
  

  Николай Коцюк - начальник производственно-технического отдела ОАО <эСеверо-Западная ТЭЦ>     Опыт внедрения АСКУЭР на Северо-Западной ТЭЦ     В начале 1999 г. руководством ЗАО <эСеверо-Западная ТЭЦ> было принято решение о внедрении автоматизированной системы коммерческого учета энергоресурсов (АСКУЭР). Целью создания     АСКУЭР является максимальное уменьшение неоправданных затрат ТЭЦ при расчетах с поставщиками и потребителями энергоресурсов.     Распоряжением № 51р-К от 01.04.1999 г. был организован Тендерный комитет по выбору фирмы для создания АСКУЭР и объявлен тендер на создание АСКУЭР. К участникам тендера предъявлялись следующие требования: профессиональные знания и квалификация, научный потенциал, финансовые средства, материальные гарантии; положительная репутация, необходимые возможности для реализации договора поставки; отсутствие задолженности перед бюджетами всех уровней и государственными внебюджетными фондами; отсутствие таких фактов, как процесс ликвидации, банкротства и наложения ареста на имущество участников тендера.     После анализа представленных тендерных предложений состоялось заседание Тендерного комитета. На нем 21.06.1999 г. по итогам голосования победителем было признано ЗАО <эГруппа ИКА> (с 01.01.2001 г. ООО <эЭнергоинжиниринг>), с которым Северо-Западная ТЭЦ заключила договор на разработку и внедрение автоматизированной системы коммерческого учета энергоресурсов. Договор <эпод ключ> предполагал следующие виды работ: проектные работы; комплексная поставка оборудования и материалов; монтажные работы; пусконаладочные работы и испытания; работы по метрологической аттестации; обучение эксплуатационного персонала.     АСКУЭР разработана как двухуровневая информационно-измерительная вычислительная система.     Нижний уровень состоит из шести подсистем учета энергоресурсов: электроэнергии, газа, питьевой воды, технической воды, тепловой энергии, канализационных стоков. Верхний уровень состоит из коммуникационного сервера и одного рабочего места оператора ПТО, причем количество рабочих при необходимости можно увеличить.     Внедрение АСКУЭР на Северо-Западной ТЭЦ велось поэтапно в связи с выходом на ФОРЭМ. Приоритетным было создание системы коммерческого учета электроэнергии, при котором учету подлежали: потребляемая электроэнергия по шинам 110 кВ; вырабатываемая электроэнергия по шинам 330 кВ; электроэнергия, вырабатываемая генераторами блоков № 1 и № 2; электроэнергия, потребляемая на собственные нужды.     Система коммерческого учета электроэнергии Северо-Западной ТЭЦ установлена согласно системе АСКУЭ-С, занесенной в Государственный реестр РФ под № 14712-99 и имеющей действующий сертификат, и принята в опытную эксплуатацию 14.12.2000 г., о чем составлен акт приемки в опытную эксплуатацию, утвержденный главным инженером СЗ ТЭЦ. В системе учета используются многофункциональные микропроцессорные счетчики электрической энергии ЕвроАльфа 1.1 типа ЕА02 R2-LX-B с межпроверочным интервалом восемь лет.     В период с 01.02.2001 по 14.03.2001 г. ВНИИМ им. Д. И. Менделеева была проведена первичная поверка системы, в связи с чем выдано свидетельство о поверке № 2203-105-2847 от 21.03.2001 г. 7.06.2001 г. Севзапэнерго выпустило приказ № 97 <эО назначении комиссии по приемке в промышленную эксплуатацию автоматизированной системы коммерческого учета электроэнергии "АСКУЭ-ФОРЭМ" ЗАО "Северо-Западная ТЭЦ">. Комиссия приступила к работе 14.06.2001 г. По итогам работы был составлен акт приемки в промышленную эксплуатацию, утвержденный 18.06.2001 г. генеральным директором представительства Севзапэнерго В. В. Дышкантом.     Приказом по Северо-Западной ТЭЦ № 226 от 18.06.2001 г. автоматизированная система коммерческого учета электроэнергии АСКУЭ-ФОРЭМ была введена в промышленную эксплуатацию.     Таким образом, с момента объявления тендера на создание АСКУЭР и до момента ввода в промышленную эксплуатацию прошло немногим более двух лет. На создание и внедрение АСКУЭР Северо-Западная ТЭЦ израсходовала около 3,5 млн руб.     И с самого начала возникла проблема поверки встроенных трансформаторов тока и напряжения на месте эксплуатации. Данная операция необходима для проведения периодической поверки измерительных каналов. Северо-Западная ТЭЦ обратилась со своей проблемой в территориальные органы Госстандарта, но в поверке было отказано по причине отсутствия передвижной поверочной лаборатории.     ООО <эЭнергомегасбыт> в Москве имеет передвижную поверочную лабораторию. Метрологическая служба ООО <эЭнергомегасбыт> аккредитована на право поверки трансформаторов тока и напряжения Госстандартом РФ по месту установки, но с оговоркой: если поверка выполняется в других регионах, то необходимо разрешение местных органов Госстандарта. Такое разрешение ООО <эЭнергомегасбыт> от ФГУ <эТЕСТ-СПб> пока не получило. Соответственно проблема поверки трансформаторов тока и напряжения на месте эксплуатации до сих пор не решена.     В настоящее время ОАО Северо-Западная ТЭЦ проводит подготовку к работам по приведению АСКУЭ в соответствие требованиям, изложенным в документе <эАвтоматизированные информационно-измерительные системы коммерческого учета электрической энергии (мощности) субъекта ОРЭ. Технические требования>, утвержденном решением Наблюдательного совета НП <эАТС> от 27.02.2004 г.