паспорт протокол измерительного комплекса учета электроэнергии образец

РД -94 «Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении»

РД 34.09.101-94 «Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении»

ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ
ПО УЧЕТУ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
ПРИ ЕЕ ПРОИЗВОДСТВЕ,
ПЕРЕДАЧЕ И РАСПРЕДЕЛЕНИИ

РД 34.09.101-94

с изменением № 1

Инструкция распространяетсяна системы учета электроэнергии и мощности, применяемые в действующих, вновьсооружаемых и реконструируемых электроустановках Минэнерго РоссийскойФедерации, и может быть использована другими ведомствами.

Инструкция содержит основныеположения по учету электроэнергии при ее производстве, передаче ираспределении, устанавливает требования к организации, составу и правиламэксплуатации систем учета электроэнергии и мощности.

Инструкция введена вдействие с 01.01.1995 г.

В настоящее изданиеИнструкции внесено Изменение № 1, утвержденное Главгосэнергонадзором России22.09.1998 г. и введенное в действие с 01.01.1999 г.

Для персоналаэнергоснабжающих и проектных организаций, а также организаций – потребителей электроэнергии.

ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ ПО УЧЕТУ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
ПРИ ЕЕ ПРОИЗВОДСТВЕ, ПЕРЕДАЧЕ И РАСПРЕДЕЛЕНИИ

ОАО «Фирма ОРГРЭС»

Н.А. Броерская (АО «Фирма ОРГРЭС»); В.М. Максимов, Н.В. Лисицын, У.К. Курбангалиев, С.Н. Зотов, С.А. Бирюкова, Ю.В. Копытов (РАО «ЕЭС России»); В.В. Тубинис, Б.В. Олейник (Главгосэнергонадзор России); В.Э. Воротницкий, В.М. Щуров (АО ВНИИЭ); Б.С. Бочков (АО Энергосетьпроект)

Главгосэнергонадзором России 02.09.1994 г.

ОАО РАО «ЕЭС России»:

Департаментом экономики 26.12.1994 г.

Департаментом электрических сетей 31.08.1994 г.

Дирекцией коммерческо-договорной работы 01.09.1994 г.

ОАО «ЦДУ ЕЭС России» 01.09.1994 г.

Введено в действие с01.01.1995 г.

«ТИПОВОЙИНСТРУКЦИИ ПО УЧЕТУ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
ПРИ ЕЕ ПРОИЗВОДСТВЕ, ПЕРЕДАЧЕ И РАСПРЕДЕЛЕНИИ.

Главгосэнергонадзором России 22.09.1998 г.

ФЭК России 18.09.1998 г.

ОАО РАО «ЕЭС России»:

Департаментом экономики 16.09.1998 г.

Департаментом электрических станций 15.09.1998 г.

Департаментом электрических сетей 15.09.1998 г.

ОАО «ЦДУ ЕЭС России» 17.09.1998 г.

Введено в действие с01.01.1999 г.

Настоящая Типовая инструкцияраспространяется на системы учета электроэнергии и мощности, применяемые вдействующих, вновь сооружаемых и реконструируемых электроустановкахМинтопэнерго Российской Федерации, и может быть использована другимиведомствами.

Типовая инструкция содержитосновные положения по учету электроэнергии при ее производстве, передаче ираспределении, устанавливает требования к организации, составу и правиламэксплуатации систем учета электроэнергии и мощности.

Типовая инструкцияпредназначена для персонала акционерных обществ энергетики и электрификации(энергосистем) Российской Федерации, проектных организаций и потребителей.

Представители Энергонадзораимеют право доступа к приборам учета электроэнергии, измерительным комплексам исистеме учета в целом на всех электростанциях, подстанциях и предприятиях,расположенных в зоне их обслуживания, для выполнения инспекционных ирегламентных работ с участием персонала соответствующего энергообъекта(электроустановки).

ПредставителиЭнерготехнадзора имеют право доступа к системам учета в целом для выполненияинспекционных работ в пределах своих полномочий.

С введением в действиенастоящей Типовой инструкции утрачивает силу «Инструкция по учетуэлектроэнергии в энергосистемах: И 34-34-006-83» (М. СПО Союзтехэнерго, 1983).

1.1. Основной целью учетаэлектроэнергии является получение достоверной информации о количествепроизводства, передачи, распределения и потребления электрической энергии имощности на оптовом рынке ЕЭС России и розничном рынке потребления для решенияследующих технико-экономических задач на всех уровнях управления в энергетике:

финансовые (коммерческие)расчеты за электроэнергию и мощность между субъектами оптового и розничногорынка потребления;

определение ипрогнозирование всех составляющих баланса электроэнергии (выработка, отпуск сшин, потери и т.д.);

определение ипрогнозирование удельных расходов топлива на электростанциях;

определение стоимости исебестоимости производства, передачи и распределения электроэнергии и мощности;

контроль техническогосостояния и соответствие требованиям нормативно-технических документов системучета электроэнергии в электроустановках.

1.2. Система учета должнаобеспечивать определение количества электроэнергии (и в необходимых случаяхсредних для заданных интервалов значений мощности):

потребленной на собственныеи хозяйственные нужды (раздельно) электростанций и электрических сетей;

потребленной напроизводственные нужды;

отпущенной (переданной)потребителям по линиям, отходящим от шин электростанций непосредственно кпотребителю;

переданной в сети другихсобственников или полученной от них;

поступившей в электрическиесети различных классов напряжения;

переданной на экспорт иполученной по импорту.

1.3. При определенииколичества электроэнергии по показаниям счетчиков учитываются толькокоэффициенты трансформации измерительных трансформаторов. Введение другихпоправочных коэффициентов не допускается.

1.4. Метрологическийконтроль и надзор за средствами учета электроэнергии осуществляются органамиГосстандарта России и метрологическими службами АО-энерго и РАО "ЕЭСРоссии" на основе действующей нормативно-технической документации.

1.5. Установка, эксплуатацияи техническое обслуживание расчетных счетчиков, а также счетчиков техническогоучета, показания которых используются при составлении баланса электроэнергии наэнергообъектах, должны осуществляться персоналом энергоснабжающей организации;прочих счетчиков технического учета - персоналом электростанций и предприятийэлектрических сетей (далее - персоналом энергообъекта).

1.6. Техническоеобслуживание и эксплуатация систем учета электроэнергии (в том числеавтоматизированных) должно осуществляться обученным и закрепленным приказом поэнергообъекту персоналом.

1.7. Объем и периодичностьпроверки вторичных цепей учета электроэнергии должны соответствоватьтребованиям, изложенным в [ 12 ].

1.8. При обслуживаниисредств учета электроэнергии должны выполняться организационные и техническиемероприятия по обеспечению безопасности работ в соответствии с действующимиПравилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок.

1.9. На основе настоящейТиповой инструкции должны составляться местные инструкции, конкретизирующиеотдельные положения Типовой инструкции.

Местные инструкции должнысогласовываться с местными предприятиями Энергонадзора и утверждатьсяруководством структурного подразделения.

2.1. Расчетный(коммерческий) учет электроэнергии - учет электроэнергии для денежного расчетаза нее.

Счетчики, устанавливаемыедля расчетного учета, называются расчетными счетчиками.

2.2. Технический(контрольный) учет электроэнергии - учет для контроля расхода электроэнергиивнутри электростанций, подстанций, предприятий, для расчета и анализа потерьэлектроэнергии в электрических сетях, а также для учета расхода электроэнергиина производственные нужды.

Счетчики, устанавливаемыедля технического учета, называются счетчиками технического учета.

2.3. Счетчики, учитывающиеактивную электроэнергию, называются счетчиками активной энергии.

2.4. Счетчики, учитывающиеинтегрированную реактивную мощность (далее - реактивная электроэнергия) заучетный период, называются счетчиками реактивной энергии.

2.5. Станционная электросеть- электрическая сеть электростанции, включающая совокупность электроустановок,предназначенных для распределения и передачи электроэнергии в границахбалансовой принадлежности электростанции.

2.6. Расход электроэнергиина собственные нужды электростанций и подстанций - потребление электроэнергииприемниками, обеспечивающими необходимые условия функционированияэлектростанций и подстанций в технологическом процессе выработки,преобразования и распределения электрической энергии.

2.7. Расход электроэнергиина хозяйственные нужды электростанций и электрических сетей - потреблениеэлектроэнергии вспомогательными и непромышленными подразделениями, находящимисяна балансе электростанций и предприятий электрических сетей, необходимое дляобслуживания основного производства, но непосредственно не связанное стехнологическими процессами производства тепловой и электрической энергии наэлектростанциях, а также с передачей и распределением этих видов энергии.

2.8. Расход электроэнергиина производственные нужды - потребление электроэнергии районными котельными иэлектробойлерными установками, состоящими как на самостоятельном балансе, так ина балансе электростанций; на перекачку воды гидроаккумулирующимиэлектростанциями и перекачивающими насосными установками теплосети;электростанциями, работающими в режиме котельной (без выработки электроэнергии)и находящимися в консервации или резерве (при одновременном отсутствиивыработки электроэнергии и отпуска тепла).

2.9. Потребительэлектрической энергии (абонент) - предприятие, организация, территориальнообособленный цех, строительная площадка, квартира и др. у которых приемникиэлектроэнергии присоединены к электрической сети энергоснабжающей организации.

2.10. Определения,установленные Законом Российской Федерации [ 11 ]:

средство измерений -техническое устройство, предназначенное для измерений;

нормативные документы пообеспечению единства измерений - государственные стандарты, применяемые вустановленном порядке, международные (региональные) стандарты, правила,положения, инструкции и рекомендации;

метрологическая служба -совокупность субъектов деятельности и видов работ, направленных на обеспечениеединства измерений;

метрологический контроль инадзор - деятельность, осуществляемая органом государственной метрологическойслужбы (государственный метрологический контроль и надзор) или метрологическойслужбой юридического лица в целях проверки соблюдения установленныхметрологических правил и норм;

поверка средств измерений -совокупность операций, выполняемых органами метрологической службы (другимиуполномоченными на то органами, организациями) в целях определения иподтверждения соответствия средства измерений установленным техническимтребованиям;

калибровка средств измерений- совокупность операций, выполняемых в целях определения и подтверждениядействительных значений метрологических характеристик и (или) пригодности кприменению средств измерений, не подлежащих государственному метрологическомуконтролю и надзору;

сертификат об утверждениитипа средства измерений - документ, выдаваемый уполномоченным на тогосударственным органом, удостоверяющий, что данный тип средств измеренийутвержден в порядке, предусмотренном действующим законодательством, исоответствует установленным требованиям;

аккредитация на правоповерки средств измерений - официальное признание уполномоченным на тогосударственным органом полномочий на выполнение поверочных работ;

лицензия на изготовление(ремонт, продажу, покат) средств измерений - документ, удостоверяющий правозаниматься указанными видами деятельности, выдаваемый юридическим и физическимлицам органом государственной метрологической службы;

сертификат о калибровке -документ, удостоверяющий факт и результаты калибровки средства измерений,который выдается организацией, осуществляющей калибровку.

2.11. Измерительный комплекссредств учета электроэнергии (далее - измерительный комплекс) - совокупностьустройств одного присоединения, предназначенных для измерения и учетаэлектроэнергии (трансформаторы тока, трансформаторы напряжения, счетчикиэлектрической энергии, датчики импульсов, сумматоры и их линии связи) исоединенных между собой по установленной схеме.

2.12. Система учетаэлектроэнергии - совокупность измерительных комплексов, установленных наэнергообъекте.

2.13. Межсистемная линияэлектропередачи. К данной категории следует относить линии электропередачи,соединяющие:

электрические сетиакционерных обществ энергетики и электрификации между собой, с энергообъектамиРАО «ЕЭС России», а также с электростанциями других собственников (АЭС, блок-станциии др.);

сети объединенныхэнергосистем (ОЭС);

электростанции, включая АЭСи блок-станции, с электрическими сетями РАО «ЕЭС России»;

электрические сетиакционерных обществ энергетики и электрификации, электрические сети РАО «ЕЭСРоссии» с электрическими сетями других государств (межгосударственные).

2.14. АСКУЭ -автоматизированная система контроля и управления потреблением и сбытом энергии.

3.1. Расчетные счетчикиэлектроэнергии на электростанциях должны устанавливаться для учетаэлектроэнергии, выработанной генераторами, потребленной (раздельно) насобственные и хозяйственные нужды, отпущенной в сети других собственников, атакже для учета средних значений мощности (нагрузки), отпускаемойэлектростанциями в сети за установленный интервал текущего времени посоответствующим присоединениям электростанций.

3.2. Классы точности иколичество расчетных счетчиков электроэнергии должны соответствовать указанномув [ 1 ].

На электростанциях расчетныесчетчики должны обеспечивать учет выработанной и переданной электроэнергиичерез станционную электросеть за границу балансовой принадлежности иустанавливаться:

на трансформаторах собственныхнужд;

на линиях, присоединенных кшинам основного напряжения собственных нужд;

у потребителейэлектроэнергии на хозяйственные нужды;

на межсистемных линияхэлектропередачи;

на линиях, принадлежащихпотребителям, присоединенных непосредственно к шинам электростанций;

на резервных возбудителях *.

* Расход электроэнергиина резервное возбуждение исключается одновременно из выработки данногогенератора и расхода электроэнергии на собственные нужды электростанции.

3.3. Для учетаэлектроэнергии, расходуемой на хозяйственные нужды электростанции, расчетныесчетчики должны устанавливаться:

при питании группыпотребителей от отдельного трансформатора, как правило, на стороне высшегонапряжения трансформатора;

при питании от различныхтрансформаторов или секций шин собственных нужд - на каждой линии, отходящей кпотребителю в соответствии с [ 1 ] (п. 1.5.7 ).

3.4. Места установки иклассы точности счетчиков технического учета электроэнергии, а такжеизмерительных трансформаторов должны соответствовать требованиям, изложенным в[ 1 ](гл. 1.5) и требованиям разд. 9 настоящей Типовой инструкции.

3.5. Потери электроэнергии встанционной электросети электростанции, являющейся филиалом АО-энерго,включаются в технологический расход электроэнергии на ее транспорт по сетямАО-энерго.

Потери электроэнергии встанционной электросети электростанции, находящейся на самостоятельном балансе(электростанции федерального подчинения) учитываются отдельной статьей.

Оборудование ивнутристанционные линии, потери электроэнергии в которых относятся к потерям встанционной электросети, включают:

главные (повышающие)трансформаторы и автотрансформаторы связи;

линии электропередачи ишинопроводы;

отдельно стоящие подстанции(находящиеся на балансе электростанции).

3.6. Потери электроэнергии вглавных трансформаторах электростанции, находящейся на самостоятельном балансе,и блок-станции относятся к потерям в станционной электросети как при отдаче,так и при получении электроэнергии от электрической сети других собственников.

3.7. При наличии наэлектростанции, находящейся на самостоятельном балансе (блок-станции), шиннескольких классов напряжения и транзита электроэнергии через главныетрансформаторы и автотрансформаторы связи дополнительные потери электроэнергиив трансформаторах (автотрансформаторах) от этих перетоков следует определять всоответствии с [ 10 ] и относить к потерям в станционнойэлектросети.

Состав комиссии утверждаетсяприказом. Порядок ее назначения определяется местной инструкцией.

Первый экземпляр актаостается на электростанции, второй - передается 2-го числа каждого месяца вместное предприятие Энергонадзора, третий - в соответствующий территориальныйорган управления энергетики и электрификации (для электростанций РАО «ЕЭСРоссии»).

В баланс должны включатьсяследующие сведения:

выработка электроэнергиигенераторами (W_г );

поступление электроэнергииот АО-энерго или других собственников (W_эс );

расход электроэнергии насобственные нужды (W_сн );

расход электроэнергии нахозяйственные нужды (W_хн );

расход электроэнергии напроизводственные нужды (W_пн );

отпуск электроэнергии с шинэлектростанции потребителю по классам напряжений (W_оп );

отпуск электроэнергии с шинэлектростанции в сети АО-энерго или других собственников (W_ос );

потери электроэнергии истанционной электросети ( D W_сс ).

Все составляющие баланса электроэнергии,за исключением потерь электроэнергии в станционной электросети, следуетпринимать на основании ее измерения с помощью расчетных счетчиков и счетчиковтехнического учета.

Если одними и теми жесчетчиками учитывается расход электроэнергии на собственные и производственныенужды, а электростанция в течение месяца работала с выработкой электроэнергии врежиме котельной и (или) находилась в консервации или резерве, то данные поэтим периодам должны быть отражены в разд. III и V акта отдельными строками.При этом в графах 4 и 5 указываются показания счетчиков на начало и конецупомянутых периодов (в пределах отчетного месяца), а в графе 9 - даты начала иконца периодов (в разд. V. кроме того, в графе 9указывается, работала ли электростанция в режиме котельной, находилась ли вконсервации или резерве).

3.9. Запись показанийсчетчиков, по которым составляется баланс электроэнергии, должна производитьсяв соответствии с маршрутом, устанавливаемым местной инструкцией.

3.10. При значительнойпротяженности шинопроводов напряжением 330 кВ и выше рекомендуется учитывать врасходной части баланса потери в них на корону, которые определяются пометодике, изложенной в [ 3 ].

3.11. Потери электроэнергиив главных трансформаторах электростанции определяются, как правило, расчетнымпутем [ 2 ]:

постоянные потери - сиспользованием технических данных трансформаторов и продолжительности их работы(в часах);

переменные потери - наоснове фактического графика нагрузки трансформаторов.

Эти потери допускаетсяопределять по счетчикам соответствующих классов точности.

3.12. Номенклатура элементоврасхода электроэнергии на собственные нужды тепловых электростанций,гидроэлектростанций и подстанций, хозяйственные нужды электростанций иэлектрических сетей приведена в приложениях 1 - 4.

Акт о составлении балансаэлектроэнергии на электростанции приведен в приложении 5.

3.13. Для анализа иобеспечения достоверности учета электроэнергии необходимо определять исравнивать значения фактического (НБ_фз ) и допустимого (НБ_д )небалансов.

Значение фактическогонебаланса должно быть меньше или равно значению допустимого небаланса, т.е.

3.14. Фактический небалансопределяется по составляющим ежемесячного баланса электроэнергии и рассчитываетсяпо формуле

Составляющие формулы ( 3.1 )приведены в п. 3.8.

3.15. Значение допустимогонебаланса следует определять по формуле*

* Погрешность определения потерь электроэнергии в станционнойэлектросети допускается не учитывать.

где - суммарнаяотносительная погрешность i -го измерительногокомплекса, состоящего из трансформатора напряжения (ТН), трансформатора тока(ТТ) и счетчика, учитывающего поступившую (отпущенную) электроэнергию;

- доля электроэнергии,поступившей (отпущенной) через i -йизмерительный комплекс - см. формулу ( 3.3 );

- число измерительныхкомплексов, учитывающих электроэнергию, поступившую (отпущенную) на шины (сшин) электростанции;

- число измерительныхкомплексов, учитывающих отпущенную (поступившую) электроэнергию (в том числе насобственные и хозяйственные нужды электростанции).

3.16. Долю электроэнергии,учтенной i -м измерительнымкомплексом, следует определять по формуле

где - количествоэлектроэнергии, учтенной i -мизмерительным комплексом за отчетный период;

- суммарное количествоэлектроэнергии, поступившей (отпущенной) на шины (с шин) электростанции заотчетный период.

3.17. Предел допустимойотносительной погрешности i -гоизмерительного комплекса определяется по формуле

где - пределы допустимых значенийотносительной погрешности соответственно ТТ (ГОСТ 7746-89) и ТН (ГОСТ 1983-89),%;

- предел допустимых ПУЭ потерьнапряжения в линиях присоединения счетчиков к ТН, %;

- предел допустимой основнойпогрешности индукционного (ГОСТ 6570-75) или электронного (ГОСТ 26035-83)счетчиков, %.

3.18. Если значениефактического небаланса, полученное по формуле ( 3.1 ), больше значениядопустимого небаланса, определенного по формуле ( 3.2 ), необходимо выявитьпричины этого и принять меры по их устранению.

4.1. Учет активнойэлектроэнергии в электрических сетях должен организовываться применительно кподстанциям, а также к структурным подразделениям: районам электрических сетей(РЭС), предприятиям электрических сетей (ПЭС), АО-энерго в целом, РАО «ЕЭСРоссии».

4.2. На подстанции РАО «ЕЭСРоссии» расчетные счетчики устанавливаются для учета электроэнергии,поступившей на шины каждой из них от АО-энерго и отпущенной в сети АО-энерго идругих собственников по линиям, не принадлежащим РАО «ЕЭС России», а также дляучета расхода электроэнергии на хозяйственные нужды подстанции.

4.3. На подстанции АО-энергорасчетные счетчики должны устанавливаться для учета электроэнергии, поступившейна шины каждой из них по сетям РАО «ЕЭС России», от других АО-энерго, а такжедля учета электроэнергии, отпущенной в сети других собственников, и для учетарасхода электроэнергии на хозяйственные нужды подстанции.

4.4. Счетчики техническогоучета на подстанциях АО-энерго и РАО «ЕЭС России» должны устанавливаться для учетаэлектроэнергии, поступившей (отпущенной) на их шины (с шин) из сети (в сеть)собственника подстанции (АО-энерго или РАО "ЕЭС России"), а также дляучета расхода электроэнергии на производственные и собственные нуждыподстанций.

На подстанциях 330 кВ и вышесчетчики технического учета, учитывающие поступившую (переданную)электроэнергию, должны соответствовать классу точности расчетных счетчиков.

4.5. Расчетные счетчикидолжны устанавливаться на подстанциях АО-энерго и РАО «ЕЭС России» всоответствии с [ 1 ] (п. 1.5.9).

4.6. Классы точностирасчетных счетчиков должны соответствовать [ 1 ] (п. 1.5.15), счетчиковтехнического учета - [ 1 ] (п. 1.5.44).

* Баланс электроэнергиидолжен составляться по тем подстанциям, которые присоединены к межсистемнымлиниям электропередачи, по другим подстанциям - эпизодически, по меренеобходимости, но не менее одного раза в год.

В баланс должны включатьсяследующие сведения:

поступление электроэнергиина шины подстанции (W_п );

отпуск электроэнергии (W_о );

расход электроэнергии насобственные (W_сн ) и хозяйственные нужды (W_хн ) подстанциии производственные нужды (W_пн );

потери электроэнергии всиловых трансформаторах подстанции ( D W_тр ).

Все составляющие баланса,кроме потерь электроэнергии в силовых трансформаторах, должны быть измеренысчетчиками расчетного и технического учета. Номенклатура элементов расходаэлектроэнергии на собственные нужды подстанций, хозяйственные нужды электростанцийи электрических сетей приведена соответственно в приложениях 3 и 4.

4.8. Потери электроэнергии всиловых трансформаторах следует определять расчетным путем в соответствии с [ 2 ].

4.9. Значение фактическогонебаланса следует определять по формуле

Составляющие формулы ( 4.1 )приведены в п. 4.7.

4.10. При значительнойпротяженности на подстанции шинопроводов 330 кВ и выше в целях повышенияточности определения фактического небаланса рекомендуется учитывать потери накорону, которые определяются по методике в [ 3 ].

4.11. Полученное значениефактического небаланса следует сравнить со значением допустимого небаланса.Значение допустимого небаланса следует определять по формуле ( 3.2 ).При этом должно быть .

Если значение фактическогонебаланса превышает его допустимое значение, персоналу энергообъекта необходимовыявить причины этого и принять меры по их устранению.

4.12. Оформленный акт срезультатами составления баланса электроэнергии по подстанции используется вдальнейшем для сведения баланса по РЭС, ПЭС, АО-энерго в целом, РАО «ЕЭС России».

4.13. Значение фактическогонебаланса* в границах балансовой принадлежности структурного подразделения (РЭС,ПЭС, АО-энерго в целом, РАО «ЕЭС России») следует определять по формуле

где W_п - поступление электроэнергии всеть («отпуск в сеть»);

W_о - полезный отпускэлектроэнергии, включая расход электроэнергии на хозяйственные нужды;

W_пн - расходэлектроэнергии на производственные нужды;

D W_с - потери электроэнергии в сетиданного структурного подразделения (РЭС, ПЭС, АО-энерго в целом, РАО «ЕЭСРоссии»), включая расход электроэнергии на собственные нужды подстанций.

* Определениефактического небаланса электроэнергии по РЭС, ПЭС или АО-энерго в целомвозможно в том случае, если производится расчет технических потерьэлектроэнергии в сетях всех классов напряжения, включая и сети 0,38 кВ.

4.14. Значение допустимогонебаланса электроэнергии по РЭС, ПЭС, АО-энерго в целом, РАО «ЕЭС России»определяется по формуле

где m - суммарное количество точек учета,фиксирующих поступление наибольших потоков электроэнергии и отдачуэлектроэнергии особо крупным потребителям (применительно к соответствующемуструктурному подразделению);

- погрешность измерительногокомплекса i -й точки учетаэлектроэнергии - см. формулу ( 3.4 );

- доля электроэнергии, учтеннойi -й точкой учета;

- погрешность измерительногокомплекса (типопредставителя) трехфазного потребителя ниже 750 кВ · А);

- погрешность измерительногокомплекса (типопредставителя) однофазного потребителя;

- число точек учета трехфазныхпотребителей (кроме учтенных в числе m), по которым суммарный относительныйпропуск электроэнергии составляет ;

- число точек учета однофазныхпотребителей (кроме учтенных в числе m), по которым суммарный относительныйпропуск электроэнергии составляет .

5.1. Под межсистемнымиперетоками понимаются перетоки электрической энергии и мощности по межсистемнымлиниям электропередачи.

5.2. Учет межсистемныхперетоков электроэнергии производится в целях финансовых расчетов за нее, атакже для определения потерь электроэнергии от этих перетоков и оптимизациирежимов электрических сетей.

5.3. На межсистемных линияхнапряжением 110 кВ и выше следует устанавливать расчетные счетчики на обоихконцах линии в целях более полного обеспечения договорных интересов субъектоврынка, точного определения потерь и обеспечения взаимного резервированиясчетчиков. Счетчики должны быть одного класса точности, иметь погрешностьодинакового знака и быть, как правило, однотипными. Классы точности счетчиков иизмерительных трансформаторов должны быть не ниже указанных в [ 1 ].

5.4. Потери электроэнергии вмежсистемной линии электропередачи, переданной на баланс РАО «ЕЭС России»,относятся к РАО «ЕЭС России».

Если межсистемная линия нена балансе РАО «ЕЭС России», то потери электроэнергии в ней, вычисленные поразности показаний расчетных счетчиков, должны распределяться между АО-энерго,сети которых присоединены к этой межсистемной линии, по согласованию сторон.

5.5. Дополнительные условияучета электроэнергии и мощности*, потери электроэнергии и мощности, а такжедругие вопросы, связанные с коммерческим учетом, оговариваются в договорах напокупку и продажу электроэнергии.

* Среднее значениемощности за установленный интервал текущего времени.

5.6. Особенности учетаперетоков электроэнергии и мощности по межгосударственным линиямэлектропередачи в части технических требований могут определяться посогласованию сторон в установленном порядке.

5.7. Расчетные счетчики,установленные на межсистемных линиях электропередачи, должны подвергатьсяпериодической калибровке совместно представителями сторон. Сроки и порядоккалибровки определяются договором сторон.

6.1. Основными целями учетареактивной электроэнергии являются:

обеспечение контроля зафактическим потреблением или выдачей реактивной электроэнергии потребителями;

обеспечение контроляперетоков реактивной электроэнергии по межсистемным линиям электропередачи;

получение информации ореактивной электроэнергии, "генерируемой" или потребляемойгенераторами электростанций, компенсирующими устройствами, установленными наподстанциях 35 кВ и выше, а также о реактивной электроэнергии, передаваемой сшин среднего и низшего напряжений этих подстанций.

6.2. Счетчиками расчетногоучета реактивной электроэнергии следует считать счетчики, используемые дляопределения скидки и надбавки к тарифам на электроэнергию за компенсациюреактивной мощности, а также счетчики, используемые для контроля перетоковреактивной электроэнергии по межсистемным линиям электропередачи, по которым надоговорной основе ведется оплата за реактивную электроэнергию или реактивнуюмощность.

6.3. Счетчиками техническогоучета реактивной электроэнергии следует считать счетчики, используемые длярешения следующих технико-экономических задач:

расчета и анализаустановившихся режимов, потерь мощности и электроэнергии в электрических сетях;

оптимизации установившихсярежимов по реактивной электроэнергии, выбора компенсирующих устройств, режимаих работы и мест установки в электрических сетях.

6.4. Порядок контроля зафактическим потреблением или выдачей реактивной электроэнергии потребителями определенв [ 6 ](разд. 2.3).

6.5. Общие требования кместам установки счетчиков реактивной электроэнергии и классам их точности наэлектростанциях и подстанциях определены в [ 1 ] (п. п. 1.5.12 и 1.5.15).

Учет реактивнойэлектроэнергии, «генерируемой» или потребляемой компенсирующими устройствами,должен осуществляться счетчиками класса точности не ниже 2,0. При этом насинхронных и статических компенсаторах, а также на генераторах, работающих врежиме синхронного компенсатора, должны устанавливаться два счетчика состопорами.

6.6. Порядок и объемыобслуживания, поверки, калибровки, ремонта и эксплуатации расчетных счетчиков исчетчиков технического учета реактивной электроэнергии должны удовлетворятьтребованиям, изложенным в разд. 10 настоящей Типовой инструкции, предъявляемымсоответственно к расчетным счетчикам и счетчикам технического учета активнойэлектроэнергии.

7.1. В электроустановкахпотребителей должны быть установлены приборы учета для денежных (коммерческих)расчетов за электроэнергию с энергоснабжающей организацией.

7.2. Расчетные счетчикиактивной и реактивной электроэнергии устанавливаются в соответствии стребованиями [ 1 ] и должны иметь сертификат об утверждениитипа средства измерений.

7.3. Вопросы автоматизацииучета электроэнергии и мощности, организация эксплуатации средств учета употребителя регламентированы в [5 ] и [6 ], а также в разд. 8 и 10 настоящей Типовой инструкции.

8.1. Для автоматизации учетаэлектроэнергии и мощности в электрических сетях рекомендуется внедрять системыАСКУЭ, которые обеспечивают решение следующих задач:

сбор и формирование данныхна энергообъекте для использования их при коммерческих расчетах;

сбор и передача информациина верхний уровень управления и формирование на этой основе данных для проведениякоммерческих расчетов между объектами рынка (в том числе по сложным тарифам);

формирование балансапроизводства и потребления электроэнергии по отдельным узлам, районам,АО-энерго в целом, а также по РАО «ЕЭС России»;

оперативный контроль и анализрежимов потребления мощности и электроэнергии основными потребителями;

оптимальное управлениенагрузкой потребителей;

автоматизация финансово-банковскихопераций и расчетов с потребителями;

контроль достоверностипоказаний приборов учета электроэнергии.

8.2. Системы АСКУЭ должнывыполняться по проектам в соответствии с [ 7 ], как правило, на базесерийно выпускаемых технических средств и программного обеспечения.

В состав комплексатехнических средств АСКУЭ, устанавливаемого на энергообъекте, должны входить:

счетчики электроэнергии,оснащенные датчиками-преобразователями, преобразующими измеряемую энергию впропорциональное количество выходных импульсов (при использовании электронныхреверсивных счетчиков - раздельно на каждое направление);

аттестованные устройствасбора информации от счетчиков и передачи ее на верхние уровни управления(УСПД);

средства обработкиинформации (как правило, персональные ЭВМ).

8.3. Для повышения точностиучета средних значений мощности рекомендуется применять электронные счетчики.

8.4. Устройства УСПД должныобеспечивать (в соответствии с [ 8 ]) одновременность снятия показаний со всехконтролируемых счетчиков, для чего должны быть оснащены встроенной системойточного астрономического времени с индикацией года, месяца, числа, часа, минути секунд с автоматической его коррекцией по сигналам точного времени.

Устройства УСПД должны бытьзащищены от несанкционированного доступа и изменения констант и данных учета.

Устройства УСПД должныобеспечивать хранение необходимой информации по энергообъектам: до 5 сут - скруглосуточным дежурством и дежурством «на дому», до 45 сут - с обслуживаниемоперативно-выездными бригадами (ОВБ).

При перерыве основногопитания УСПД должны обеспечивать сохранность накопленных данных и ход часов.

8.5. Установленные наэнергообъекте УСПД совместно со счетчиками должны быть при вводе в эксплуатациюметрологически аттестованы.

8.6. Система сбора ипередачи информации в АСКУЭ должна иметь иерархическую структуру, в основномсовпадающую со структурой передачи информации в АСДУ с использованиемкоммутируемых и выделенных каналов связи (высокочастотные по линиямэлектропередачи, АТС, радио, проводные).

9.1. На стадиипроектирования энергообъекта должна определяться относительная погрешностьизмерительных комплексов и обеспечиваться ее минимизация (выбор классовточности элементов измерительных комплексов, сечение соединительных кабелей,трасс прокладки и др.).

9.2. Предел допустимогозначения относительной погрешности измерительного комплекса [ 4 ]должен соответствовать значению, определяемому по формуле

где - определения - см.формулу ( 3.4 ),значения величин - по паспортам на ТТ, ТН и счетчика;

- предел допустимого значениясоставляющей суммарной погрешности измерения электроэнергии, вызванной угловымипогрешностями ТТ и ТН, %;

- предел допустимойдополнительной погрешности счетчика от j -говлияющего фактора, %;

j - число влияющих факторов.

9.3. Каждый элемент системыучета должен быть аттестован, а система в целом должна быть принята вэксплуатацию в установленном порядке.

9.4. Система учетаэлектроэнергии должна иметь выходы на общий для электроустановки илииндивидуальный независимый регистратор событий, фиксирующий все отклонения отнормального режима работы, возникающие в ее первичной цепи, во вторичных цепяхтока и напряжения и каналах связи.

9.5. Система учетаэлектроэнергии должна выполнять заданные функции при нормальных, аварийных ипослеаварийных режимах работы электрической сети. При этом должнаобеспечиваться работа входящих в нее элементов с погрешностями, не превышающимипредельные, установленные заводскими техническими условиями (ТУ) на указанныеэлементы.

9.6. Система учетаэлектроэнергии должна быть защищена от воздействия (сверх установленных ТУ наэлементы) электромагнитных полей, механических повреждений и отнесанкционированного доступа.

9.7. Допустимые классыточности расчетных счетчиков активной электроэнергии для различныхэнергообъектов определены в [ 1 ]. Для межсистемных линий электропередачинапряжением 500 кВ и выше рекомендуются счетчики класса точности 0,2.

9.8. Класс точностисчетчиков реактивной электроэнергии может быть на одну ступень ниже классаточности соответствующих счетчиков активной электроэнергии.

9.9. Учет активнойэлектроэнергии трехфазного тока на генераторах, присоединениях 110 кВ и выше,как правило, должен производиться с помощью трехфазных трехэлементныхсчетчиков, имеющих измерительные блоки в каждой фазе.

9.10. Цепи напряженияприборов учета электроэнергии должны подключаться, как правило, к измерительнымтрансформаторам напряжения электромагнитного типа.

Допускается использованиедля этих целей емкостных ТН (типа НДЕ) в электрических сетях 750 кВ, а также впослеаварийных режимах в электрических сетях 110 кВ и выше, до восстановленияпитания цепей напряжения от электромагнитного трансформатора напряжения.

9.11. При присоединениилинии через два или более выключателей и наличии трансформатора тока в линиитоковые цепи приборов учета должны присоединяться к этому трансформатору тока.При отсутствии трансформатора тока в линии допускается включение приборов учетаэлектроэнергии на сумму токов присоединения.

9.12. Подключение токовыхобмоток счетчиков к вторичным обмоткам трансформаторов тока следует выполнять,как правило, отдельно от цепей релейной защиты и совместно сэлектроизмерительными приборами. Если раздельное их присоединение требуетустановки дополнительных трансформаторов тока, допускается совместноеприсоединение токовых цепей, если это не приведет к снижению класса точности инадежности цепей трансформаторов тока и обеспечит необходимые характеристикиустройств релейной защиты.

9.13. Нагрузка вторичныхобмоток измерительных трансформаторов напряжения, на которые включаютсясчетчики, и ее cos j не должны превышатьноминальных значений. Они должны соответствовать указанным в технических условияхна трансформаторы напряжения.

9.14. Подключение приборовучета к трансформаторам напряжения следует осуществлять отдельными кабелями.

9.15. Схемы коммутацииэлементов измерительного комплекса и устройство учета электроэнергии,передаваемой через обходные и шиносоединительные выключатели распределительныхустройств 110 и 220 кВ, должны соответствовать требованиям [ 1 ].

10.1. Для каждой электроустановкидолжна быть утверждена в установленном порядке схема размещения прибороврасчетного и технического учета электроэнергии, соответствующая полному вводуэлектроустановки в эксплуатацию в соответствии с проектом.

10.2. Для каждойэлектроустановки, введенной в эксплуатацию пусковым комплексом (очередью),должна быть утверждена временная схема размещения приборов расчетного итехнического учета электроэнергии, соответствующая проекту на пусковойкомплекс.

10.3. Каждый измерительныйкомплекс учета электроэнергии, введенный по нормальной или временной схемеразмещения приборов расчетного и технического учета электроэнергии, должениметь технический паспорт-протокол (приложение 7 ).

10.4. При приемке вэксплуатацию системы учета электроэнергии на энергообъекте, а также приизменениях схемы и режимов работы, влияющих на точность учета, должныопределяться относительные погрешности измерительных комплексов. Еслипогрешности превышают допустимые, должны быть приняты меры по выявлению иустранению причин.

10.5. При выводе в ремонтодного из трансформаторов тока, включенного на сумму токов с другимтрансформатором тока этого же присоединения, измерительный керн выводимого времонт трансформатора тока должен быть отсоединен от цепей учета согласно [ 12 ].

10.6. Расчетные счетчики,как правило, должны находиться на балансе энергоснабжающей организации.

10.7. Расчетные счетчикиподлежат поверке.

10.8. Поверенные расчетныесчетчики должны иметь на креплении кожухов пломбы Госстандарта России, а такжепломбу энергоснабжающей организации на крышке колодки зажимов расчетногосчетчика.

10.9. Нарушение пломбы нарасчетном счетчике лишает законной силы учет электроэнергии, осуществляемыйданным расчетным счетчиком.

10.10. Персоналэнергообъекта несет ответственность за сохранность расчетного счетчика, егопломб и за соответствие цепей учета электроэнергии установленным требованиям.

10.11. Периодичность и объемповерки расчетных счетчиков должны соответствовать требованиям действующихнормативно-технических документов.

10.12. Положительныерезультаты поверки счетчика удостоверяются поверительным клеймом илисвидетельством о поверке.

10.13. Периодичность и объемкалибровки расчетных счетчиков устанавливаются местной инструкцией.

10.14. Калибровка расчетногосчетчика на месте его эксплуатации, если это предусмотрено местной инструкцией,может проводиться без нарушения поверительного клейма аттестованным представителемэнергоснабжающей организации в присутствии лица, ответственного за учетэлектроэнергии на энергообъекте. Калибровка не заменяет поверку,предусмотренную нормативно-техническими документами. Результаты калибровкиоформляются актом (приложение 8 ).

10.15. Персоналэнергоснабжающей организации выполняет работы по проведению калибровкисчетчиков на энергообъекте с соблюдением требований безопасности, изложенных вГОСТ 6570-75, а также в действующих Правилах техники безопасности приэксплуатации электроустановок.

10.16. Если при калибровкеустановлено, что погрешность счетчика превышает допустимую [ 1 ],счетчик должен быть заменен.

10.17. Счетчики техническогоучета должны находиться на балансе энергообъекта.

10.18. Счетчики техническогоучета подлежат калибровке в сроки и в объемах, предусмотренных нормативно-техническимидокументами.

10.19. Счетчики техническогоучета должны обслуживаться персоналом энергообъекта, на котором ониустановлены.

10.20. Журнал первичнойзаписи показаний счетчиков учета электроэнергии на энергообъекте должен бытьпронумерован, прошнурован и опечатан ответственным лицом.

10.21. В журнал первичнойзаписи вносятся показания расчетных счетчиков и счетчиков технического учетаежесуточно на 24-00 ч местного времени с указанием даты записи и наименованияприсоединения, а также фамилия и подпись лица, снимающего показания.

10.22. Для счетчиков, записьпоказаний которых ведется ежемесячно, должен быть, как правило, отдельныйжурнал.

Приложение1

ГоскомстатаРоссии от 16.06.93 № 99

1. Разгрузка и хранение топлива

Расход электроэнергии наэлектродвигатели механизмов, обслуживающих принадлежащие электростанцииразгрузочные устройства и склады топлива (вагоноопрокидыватели, краны,скреперы, размораживающие устройства и др.).

Расход электроэнергии наэлектродвигатели механизмов по подаче и дроблению топлива (лебедки, элеваторы,транспортеры, конвейеры, мазутные насосы, дробилки, механизмы обеспыливаниятракта топливоподачи и др.).

3. Котельная установка

Расход электроэнергии на:

размол угля (мельницы и мелющиевентиляторы);

пневматическую подачу пыли(пневмовинтовые насосы);

тягодутьевые установки,дымососы рециркуляции, мельничные вентиляторы, вентиляторы горячего дутья,бустерные и питательные насосы, насосы рециркуляции среды прямоточных котлов,механизмы золоулавливания, золо- и шлакоудаления;

химическую очистку ихимическое обессоливание воды (пропорционально добавку воды,восполняющему внутристанционные потери пара и конденсата), дренажные насосы,насосы технического и пожарного водоснабжения;

магнитные сепараторы иэлектродвигатели прочих механизмов котельной установки: сушилки, промежуточныетранспортеры и элеваторы, питатели и шнеки, приводы топочных механизмов,регенеративные вращающиеся воздухоподогреватели, обдувочные аппараты,компрессоры систем дробеочистки, обдувки поверхностей нагрева и подачи в топкупыли высокой концентрации, а также пневматический инструмент;

Расход электроэнергии на:

электродвигателициркуляционных насосов и вентиляторов градирен (при наличии общеговодоснабжения с расположенными вблизи предприятиями; расход электроэнергии наводоснабжение пропорционален количеству воды, израсходованной электростанцией);

электродвигателиконденсатных насосов и насосов водяных эжекторов турбин, дренажных насосов,регенеративных подогревателей, насосов установок по очистке основногоконденсата турбин;

электродвигатели прочихмеханизмов: масляных насосов, системы смазки и регулирования, перекачивающих идренажных насосов, насосов подкачки воды в систему циркуляционноговодоснабжения;

охлаждение генераторов итрансформаторов, компрессоры воздушных выключателей, двигатель-генераторыаккумуляторных батарей и прочие электродвигатели электроцеха, измерительную иремонтные мастерские.

Расход электроэнергии наэлектродвигатели:

сетевых, подпиточных иподкачивающих насосов тепловой сети, установленных на территории электростанций;

конденсатных насосовподогревателей сетевой воды;

пиковых водогрейных котлов;

мазутногохозяйства (пропорционально количеству мазута сожженного пиковыми водогрейнымикотлами);

насосовустановок по химической очистке (пропорционально добавку воды, восполняющемупотери сетевой воды);

прочих механизмов,обслуживающих теплофикационную установку.

6.Дополнительные расходы электроэнергии, связанные с отпуском тепла в виде пара

Расход электроэнергии(пропорционально расходам, восполняющим невозврат конденсата от потребителейпара) на насосы установок по химической очистке и химическому обессоливаниюводы, паропреобразовательных, испарительных и выпарных установок.

В расход электроэнергии насобственные нужды включаются также расходы ее на освещение производственныхпомещений, электроинструмент, электросварку, электродвигатели приспособлений имеханизмов для текущего ремонта оборудования, электродвигатели систем отопленияи вентиляции производственных помещений.

Приложение2

ГоскомстатаРоссии от 29.09.92 № 161

1. Гидротехнические сооружения

электродвигателямимеханизмов, обслуживающих плотину, водосбросы, промывные устройства, водозаборГЭС, водовыпуски и пр.;

на освещение и отоплениепомещений сооружений ГЭС и деривации и на обогрев пазов затворов.

2. Напорныйбассейн (или аванкамера)

Расход электроэнергии на:

электродвигатели механизмов,обслуживающих напорный бассейн (аванкамеры), промывных устройств;

электродвигатели механизмов,обслуживающих решетки и пазы затворов напорного фронта;

освещение напорного бассейнаи отопление помещений, относящихся к сооружениям напорного бассейна(аванкамеры);

обогрев решеток и затворовнапорного фронта.

Расход электроэнергии на:

электродвигатели, действующиев системе регулирования, в системе технического водоснабжения гидроагрегатов, всистеме откачки воды из проточного тракта гидроагрегатов и дренажных вод зданияГЭС;

электродвигатели масляного ипневматического хозяйства ГЭС, системы пожаротушения генераторов и здания ГЭС;

электродвигатели механизмовна открытие-закрытие затворов напорных трубопроводов и подъемных механизмов(кранов, лифтов, лебедок и пр.);

электросварку,электроинструменты, электродвигатели механизмов и станков мастерских по ремонтугидромеханического и электротехнического оборудования;

освещение, отопление ивентиляцию всех без исключения помещений здания ГЭС, а также помещенийраспределительного устройства и освещение его территории.

Приложение3

1. Номенклатура составлена всоответствии с «Инструкцией по нормированию расхода электроэнергии на собственныенужды подстанций 35-500 кВ» (М.:СПО Союзтехэнерго, 1981).

2. Номенклатура включаетрасход электроэнергии на следующие цели:

охлаждение трансформаторов иавтотрансформаторов;

обогрев, освещение ивентиляцию помещений (ОПУ, ЗРУ, ОВБ, аккумуляторной, компрессорной, насоснойпожаротушения, здания вспомогательных устройств, синхронных компенсаторов,проходной);

зарядно-подзарядныеустройства аккумуляторных батарей;

питание оперативных цепей ицепей управления (на подстанциях с переменным оперативным током);

обогрев ячеек КРУН (саппаратурой релейной защиты и автоматики, счетчиками или выключателями) ирелейных шкафов наружной установки;

обогрев приводов и баковмасляных выключателей;

обогрев приводов отделителейи короткозамыкателей;

обогрев приводов имаслобаков переключающих устройств РПН;

обогрев электродвигательныхприводов разъединителей;

обогрев электросчетчиков внеотапливаемых помещениях;

обогрев агрегатных шкафов ишкафов управления воздушных выключателей;

вспомогательные устройствасинхронных компенсаторов (масляные, циркуляционные и дренажные насосы,задвижки, автоматика);

электропитание аппаратурысвязи и телемеханики;

небольшие по объемуремонтные работы, выполняемые в процессе эксплуатации;

прочие: дренажные насосные,устройства РПН, дистилляторы, мелкие станки и приспособления и т.д.

3. К расходу электроэнергиина собственные нужды подстанций относится также расход электроэнергии наэлектроприемники, наличие которых обусловлено спецификой эксплуатацииоборудования подстанций: кондиционирование помещения щита управления (жаркаяклиматическая зона), обогрев дорожек к оборудованию на открытой частиподстанции (в районах с обильными снегопадами) и т.п.

4. В составэлектроприемников собственных нужд подстанции не должны включаться потребителиэлектроэнергии на хозяйственные нужды энергосистем.

Приложение4

(Выписка из Письма МинэнергоСССР «О номенклатуре потребления электроэнергии на хозяйственные нуждыэнергосистем» от 24.04.80 № Б-6023)

В номенклатуру* входитрасход электроэнергии на следующие объекты и виды работ:

* Расход электроэнергии на указанные в номенклатуре объекты,переданные на баланс электрических сетей и электростанций РАО «ЕЭС России»,относится к расходу электроэнергии на хозяйственные нужды этих электрическихсетей и электростанций.

1. На электростанциях:

цех централизованногоремонта (центральные ремонтные мастерские, ремонтно-механические мастерские);

склад оборудования иматериалов;

базисный склад топлива;

административные здания,включая отдельно расположенные служебные помещения различного назначения: учебныекабинеты, библиотека, медпункт, бытовые помещения, помещения для отдыхаремонтного персонала, помещения специализированных лабораторий, убежища,помещения пожарной и военизированной охраны и т.п.;

монтажные, наладочные иэкспериментальные работы, капитальный, средний и аварийно-восстановительныйремонты зданий и оборудования, выполняемые персоналом электростанций илиперсоналом энергосистемы;

наладочные иэкспериментальные работы, выполняемые подрядными организациями, если поусловиям договора с подрядчиком электростанция принимает на себя необходимыйдля выполнения этих работ расход электроэнергии.

2. В электрических сетях:

ремонтные, механические истолярные мастерские;

учебные комбинаты иполигоны;

склады оборудования иматериалов;

административные зданияпредприятий и районов электрических сетей и помещения различного назначения:учебные кабинеты, библиотека, медпункт, бытовые помещения, помещения для отдыхаремонтного персонала, помещения специализированных лабораторий убежища,помещения пожарной и военизированной охраны и т.п.;

монтажные, наладочные иэкспериментальные работы, капитальный, средний и аварийно-восстановительныйремонты здании и оборудования, выполняемые персоналом электросетей или персоналомэнергосистемы;

наладочные иэкспериментальные работы, выполняемые подрядными организациями, если поусловиям договора с подрядчиком сетевое предприятие принимает на себянеобходимый при выполнении этих работ расход электроэнергии;

служебные и жилые помещенияоперативного персонала подстанций и автоматизированных ГЭС с дежурством надому.

3. В хозяйственные нуждыэнергосистемы не включается расход электроэнергии предприятиями и учреждениями,административно подчиненными районным энергетическим управлениям, нонаходящимися на самостоятельном балансе (заводы ремонтно-механические,железобетонных конструкций, кирпичные, деревообрабатывающие, экспериментальные,строительные и строительно-монтажные управления специализированных трестов,лесозаготовки, карьеры, специальные конструкторские и проектные бюро,вычислительные центры).

В хозяйственные нужды невключается также расход электроэнергии предприятиями тепловых сетей, зданиямирайонных энергоуправлений и Энергонадзора.

Расход электроэнергии повсем перечисленным предприятиям включается в другие статьи полезного отпускаформ статистической отчетности.

Расход электроэнергии наотопление, водоснабжение и освещение рабочих поселков, отдельных жилых домовремонтного и эксплуатационного персонала, столовых, общежитий, гостиниц,клубов, больниц, детских дошкольных учреждений, баз отдыха, профилакториев ит.п. не включается в хозяйственные нужды энергосистемы.

К потребителямэлектроэнергии на хозяйственные нужды энергосистемы не относятся потребители,присоединенные в порядке исключения к шинам собственных нужд электростанций иподстанций и оплачивающие потребление электроэнергии непосредственноэлектростанции или электрическим сетям. Расход электроэнергии такимипотребителями фиксируется как оплаченный отпуск посторонним потребителям, а вформах отчетности учитывается соответствующими статьями полезного отпуска.

Расход электроэнергии нанебольшие по объему ремонтные работы, выполняемые эпизодически в процессеэксплуатации на электростанциях и подстанциях, учитывается как расход насобственные нужды электростанций и подстанций.

К расходу электроэнергии нахозяйственные нужды энергосистемы не относится электроэнергия, потребляемаяобмотками синхронных компенсаторов, а также расходуемая на плавку гололеда.Указанные виды расхода входят в потери электроэнергии в электрических сетях.

Приложение5 АКТ
О СОСТАВЛЕНИИ БАЛАНСА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Основание: Приказ от ________________________ № ____________________

Комиссия в составе:

Настоящий акт составлен в том, что за ___________ месяц 20__г. выработка электроэнергии на электростанции, потребление на собственные и хозяйственные нужды электростанции, отпуск электроэнергии потребителям, в сети АО-энерго и других собственников следующие:

I. Выработано активной электроэнергии

Номера счетчиков, установленных Энергонадзором

VIII. Потери электроэнергии в станционной электросети

(заполняется только электростанциями, находящимися на самостоятельном балансе)

1. Повышающие трансформаторы и AT связи ______________________________

2. Распределительные устройства _______________________________________

3. Воздушные и кабельные линии и шинопроводы ___________________________

4. Отдельно стоящие ПС ______________________________________________

ВСЕГО по разд. VIII __________________________________________________

IX. Допустимый небаланс

Определяется по формуле ( 3.2 ) настоящей Типовой инструкции.

X. Баланс электроэнергии на электростанции

1. Поступило на шины, всего ( I + II )_______________________________________

2. Расход электроэнергии на электростанции,

всего ( III + IV + V )_____________________________________________________

3. Отпуск электроэнергии потребителям

и в сети АО-энерго, всего (VI + VII) _____________________________________

4. Фактический небаланс

5. Допустимый небаланс ( I Х), % ________________________________________

6. Отпуск электроэнергии с шин электростанции,

всего ( I - III ) ________________________________________________________

В том числе по классам напряжения: ____________________________________

Члены комиссии ___________________________________________________

Представитель Энергонадздра _______________________________________

Приложение6

VII. Потери электроэнергии в понижающих трансформаторах

Потери электроэнергии в понижающих трансформаторах определяются расчетным путем на основе графиков нагрузки и технических данных трансформаторов в соответствии с [ 2 ].

VIII. Допустимый небаланс

Определяется по формуле ( 3.2 ) настоящей Типовой инструкции.

IX. Баланс электроэнергии на подстанции

1. Поступило на шины, всего (I)______________________________________________

2. Расход электроэнергии на подстанции,

всего ( II + III )_____________________________________________________________

3. Отпуск электроэнергии потребителям

и в АО-энерго, всего ( V + VI ) ________________________________________________

4. Фактический небаланс

5. Допустимый небаланс ( VIII ),% ____________________________________________

6. Отпуск электроэнергии с шин подстанции,

всего ( I - II ) ______________________________________________________________

В том числе по классам напряжения: _________________________________________

Представитель Энергонадзора ____________________________________________

Приложение7 ПАСПОРТ-ПРОТОКОЛ
измерительного комплекса

1. Наименование объекта (электростанция, подстанция) ___________________________

2. Наименование присоединения _____________________________________________

3. Дата ввода комплекса в эксплуатацию _______________________________________

4. Основные паспортные и эксплуатационные данные:

4.1. Счетчики электрической энергии:

Обозначение счетчика по схеме учета электроэнергии, вид учета (Р или К),

вид энергии (А или R ) ______________________________________________________

Тип ___________________, № ____________.напряжение_________________________

ток __________, класс точности ____________, схема включения___________________

количество тарифов ______________, другие данные _____________________________

4.2. Трансформаторы тока:

Тип _________, № _______, класс точности измерительной обмотки: ________________

(фаза А), ______ (фаза В) _______ (фаза С), коэффициент трансформации ________________,

допустимая нагрузка ________, фактическая нагрузка __________, другие данные _________

4.3. Трансформаторы напряжения:

Тип _________, № __________, класс точности: _____________ (фаза А) _____________

(фаза В), ____________ (фаза С), коэффициент трансформации _________________________,

допустимая нагрузка _________________, фактическая нагрузка ________________________

другие данные ________________________________________________________________

5. Схемы соединения и кабельные связи:

Схема соединения измерительных обмоток трансформаторов тока _____________________

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

Допустимое значение потерь напряжения от ТН до счетчика __________________________

Фактическое значение потерь напряжения от ТН до счетчика__________________________

6. Вспомогательные аппараты:

6.1. Автоматические выключатели:

Обозначение по схеме __________, тип __________, номинальный ток ___________, тип защиты и установка _____________ № _____________.

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

7. Информационно-измерительная система:

Тип ________________, № ________________, другие данные _______________________

8. Погрешность измерения комплекса (расчетная) __________________________________

9. Регистратор событий:

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

10. Дата, вид поверки элементов комплекса:

Первичный протокол от_______________ 20___г. № _______________________________

11. Дата, наименование выполненных работ:

Первичный протокол от_______________ 20___г. № _______________________________

Подписи ответственных лиц: ________________________

Приложение8 АКТ
О ПРОВЕДЕНИИ КАЛИБРОВКИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЧЕТЧИКОВ

9. Правила техническойэксплуатации электрических станций и сетей. - М. Энергоатомиздат, 1989.

13. ГОСТ8.002-86. Организация и порядок проведения поверки, ревизии и экспертизысредств измерений.

14. ГОСТ 8.259-77. Счетчикиэлектрической активной и реактивной энергии индукционные. Методы и средстваповерки.

15. ГОСТ 8.437-81. Системыинформационно-измерительные. Метрологическое обеспечение. Основные положения.

16. ГОСТ 6570-75. Счетчикиактивной и реактивной энергии индукционные. Общие технические условия.

17. ГОСТ 26035-83. Счетчикиэлектрической энергии переменного тока, электронные. Общие технические условия.

18. ГОСТ 7746-89.Трансформаторы тока. Общие технические условия.

19. ГОСТ 1983-89.Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

Руководства, Инструкции, Бланки

Поиск

Новые файлы