Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении (к приказу Министерства энергетики Кыргызской Республики)

Приложение (к приказу Министерства энергетики Кыргызской Республики от 22 июня 2023 года № 01-13/136)

Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении

1. Основной целью учета электроэнергии является получение достоверной информации о количестве производства, передачи, распределения и потребления электрической энергии и мощности на рынке для решения следующих технико-экономических задач на всех уровнях управления в энергетике:

- финансовые (коммерческие) расчеты за электроэнергию и мощность между субъектами оптового и розничного рынка потребления;

- управление режимами электропотребления;

- определение и прогнозирование всех составляющих баланса электроэнергии (выработка, отпуск с шин, потери и т.д.);

- определение и прогнозирование удельных расходов топлива на электростанциях;

- определение стоимости и себестоимости производства, передачи и распределения электроэнергии и мощности;

- контроль технического состояния и соответствие требованиям нормативно-технических документов систем учета электроэнергии в электроустановках.

2. Система учета должна обеспечивать определение количества электроэнергии (и в необходимых случаях средних для заданных интервалов значений мощности):

- выработанной генераторами электростанций;

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

- потребленной на производственные нужды;

- отпущенной (переданной) потребителям по линиям, отходящим от шин электростанций непосредственно к потребителю;

- переданной в сети других собственников или полученной от них;

- поступившей в электрические сети различных классов напряжения;

- переданной на экспорт и полученной по импорту.

3. При определении количества электроэнергии по показаниям счетчиков учитываются только коэффициенты трансформации измерительных трансформаторов. Введение других поправочных коэффициентов не допускается.

4. Метрологический контроль и надзор за средствами учета электроэнергии осуществляются Управлением метрологического надзора Службы антимонопольного регулирования при Министерстве экономики и коммерции КР и метрологическими службами предприятий энергосистемы Кыргызской Республики на основе действующей нормативно-технической документации.

5. Установка, эксплуатация и техническое обслуживание расчетных счетчиков, а также счетчиков технического учета, показания которых используются при составлении баланса электроэнергии на энергообъектах, должны осуществляться персоналом энергоснабжающей организации; прочих счетчиков технического учета - персоналом электростанций и предприятий электрических сетей (далее - персоналом энергообъекта).

6. Техническое обслуживание и эксплуатация систем учета электроэнергии (в том числе автоматизированных), находящихся на балансе энергопредприятий энергосистемы, должно осуществляться обученным и закрепленных за энергообъектом персоналом соответствующих подразделений энергопредприятия, в функции которых входит непосредственное обслуживание, ремонт и замена технических средств учета, программное обеспечение, обеспечение соответствующей связью в системе АСКУЭ и их сопровождение в процессе эксплуатации, сбора и передачи данных учета.

Техническое обслуживание и эксплуатация технических средств учета небытовых потребителей, а также их замена производится самими потребителями. Программное обеспечение автоматизированных средств учета потребителей должна быть совместима с программным обеспечением системы учета энергоснабжающей организации. Объем и периодичность проверки вторичных цепей учета электроэнергии должны соответствовать требованиям, изложенным в Инструкции по проверке устройств релейной защиты, электроавтоматики и вторичных цепей[1].

8. При обслуживании средств учета электроэнергии должны выполняться организационные и технические мероприятия по обеспечению безопасности работ в соответствии с действующими Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок.

9. На основе настоящей Типовой инструкции должны составляться местные инструкции, конкретизирующие отдельные положения Типовой инструкции.

Местные инструкции должны согласовываться с территориальными подразделениями Службы энергетического надзора при Министерстве энергетики Кыргызской Республики (далее – Энергонадзор) и утверждаться руководством структурного подразделения.

10. Расчетный (коммерческий) учет электроэнергии - учет электроэнергии для денежного расчета за нее.

Счетчики, устанавливаемые для расчетного учета, называются расчетными счетчиками.

11. Технический учет электроэнергии - учет для контроля расхода электроэнергии внутри электростанций, подстанций, предприятий(расхода на собственные нужды), для расчета и анализа потерь электроэнергии в электрических сетях, а также для учета расхода электроэнергии на производственные нужды.

Контрольный прибор учета–прибор учета, используемый для расчетов в предусмотренных законодательством случаях (при непредоставлении показаний расчетного прибора учета, при неисправности расчетного прибора учета и др.) устанавливаемый на выходах электростанций, вводах подстанций энергосистемы, а также устанавливаемыйна границах собственности производителей электроэнергии с ОАО «НЭС» и другими потребителями, с ОПП и ПП, с которыми имеются договорные обязательства по купле-продаже электроэнергии, а также в местах установки учетов межсистемных и межгосударственных перетоков для последующего осуществления взаиморасчетов. Счетчики, устанавливаемые для технического учета, называются счетчиками технического учета.

12. Станционная электросеть - электрическая сеть электростанции, включающая совокупность электроустановок, предназначенных для распределения и передачи электроэнергии в границах балансовой принадлежности электростанции.

13. Расход электроэнергии на собственные нужды электростанций и подстанций - потребление электроэнергии электроприемниками, установленными на электростанции (подстанции) обеспечивающие необходимые условия функционирования электростанций и подстанций в технологическом процессе выработки, преобразования и распределения электрической энергиии жизнедеятельности обслуживающего персонала.

14. Расход электроэнергии на хозяйственные нужды электростанций и электрических сетей - потребление электроэнергии основными, вспомогательными и непромышленными подразделениями, находящимися на балансе электростанций и предприятий электрических сетей, необходимое для обслуживания основного производства, но непосредственно не связанное с технологическими процессами производства тепловой и электрической энергии на электростанциях, а также с передачей и распределением этих видов энергии.

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

16. Потребитель электрической энергии (абонент) - предприятие, организация, территориально обособленный цех, строительная площадка, квартира и др., у которых приемники электроэнергии присоединены к электрической сети энергоснабжающей организации.

17. Определения, установленные Законом Кыргызской Республики«Об обеспечении единства измерений в Кыргызской Республике»:

- средство измерений - техническое устройство, предназначенное для измерений, имеющее установленные метрологические характеристики;

- нормативные документы по обеспечению единства измерений - государственные стандарты, применяемые в установленном порядке, международные (региональные) стандарты, правила, положения, инструкции и рекомендации;

- метрологическая служба –система органов государства или совокупность субъектов энергопредприятия, деятельность и характер работ которых направлена на обеспечение единства измерений в Кыргызской республике в целом, а также обслуживаемой зоне энергопредприятия;

- метрологический контроль и надзор - деятельность, осуществляемая органом государственной метрологической службы (государственный метрологический контроль и надзор) или метрологической службой юридического лица, в целях проверки соблюдения установленных метрологических правил и норм и обеспечений единства измерений в Кыргызской Республике;

- поверка средств измерений –установление пригодности средства измерений к применению на основании экспериментально определяемых метрологических характеристик и подтверждения их соответствия обязательным требованиям, установленным техническими регламентами или указанным в сопроводительных документах завода изготовителя;

- калибровка средств измерений - совокупность операций, устанавливающих соотношений между значениями величинс неопределенностями измерений, которые обеспечивают эталоны, и соответствующими показаниями средств измерений с присущими им неопределенностями и (или) установления их пригодности к применению;

- сертификат об утверждении типа средства измерений - документ, выдаваемый уполномоченным на то государственным органом, удостоверяющий, что данный тип средств измерений утвержден в порядке, предусмотренном действующим законодательством, соответствует установленным требованиям Кыргызстандарта или Межгосударственных стандартов действующих на территории Кыргызской Республики, дающий право на использование данного типа средств измерений как внутри республики, так и в межгосударственных перетоках (куплях- продажах);

- аккредитация на право поверки средств измерений - официальное признание уполномоченным на то государственным органом полномочий на выполнение поверочных работ;

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

- сертификат о калибровке - документ, удостоверяющий факт и результаты калибровки средства измерений, который выдается государственным органом, осуществляющим калибровку в соответствие с международным стандартом ИСО/МЭК 17025.

18. Измерительный комплекс средств учета электроэнергии (далее - измерительный комплекс) - совокупность устройств одного присоединения, предназначенных для измерения и учета электроэнергии (трансформаторы тока, трансформаторы напряжения, счетчики электрической энергии, датчики импульсов, сумматоры и их линии связи) и соединенных между собой по установленной схеме.

19. Система учета электроэнергии - совокупность измерительных комплексов, установленных на энергообъекте, а также информационные элементы – устройства сбора и передачи данных с соответствующими каналами связи, их программное обеспечение, в том числе измерительный комплекс ЦСООДОАО «Кыргызского энергетического расчетного центра».

20. Межсистемная линия электропередачи. К данной категории следует относить линии электропередачи, соединяющие:

- межрегиональные электрические сети предприятий электросетей ОАО «НЭСК» между собой, находящиеся на территории Кыргызской Республики, а также сети соединяющие с электростанциями других собственников;

- сети объединенных энергосистем (ОЭС);

- электростанции с электрическими сетями ОАО «Национальная электрическая сеть Кыргызстана» (далее ОАО «НЭСК»);

- электрические сети ОАО «НЭСК» с электрическими сетями других государств (межгосударственные).

21. АСКУЭ - автоматизированная система коммерческого учета электроэнергии- это комплекс аппаратных (технических средств учета) и программных средств с соответствующими каналами связи, обеспечивающих дистанционный сбор, хранение и обработку информации об энергетических потоках в электросетях, в том числе ЦССОД.

24. Расчетные счетчики электроэнергии на электростанциях должны устанавливаться для учета электроэнергии, выработанной генераторами, потребленной (раздельно) на собственные и хозяйственные нужды, отпущенной в сети других собственников, а также для учета средних значений мощности (нагрузки), отпускаемой электростанциями в сети за установленный интервал текущего времени по соответствующим присоединениям электростанций. Учет отпущенной Производителем и подлежащее к оплате электроэнергии, учитывается по каждой электростанции.

25. Классы точности расчетных счетчиков электроэнергии должны быть в соответствии с требованиями действующих стандартов КР и Международных стандартов и устанавливаться:

- на выходах электрических станций ОАО «ЭС» и других собственников, на всех вводах 6-500 кВ подстанций 35/6-10 кВ и вышеэнергетического комплекса Кыргызской республики и прочих собственников, на отходящих линиях 110 кВ и выше – 0,2S;

- на всех отходящих ЛЭП-35 кВ и ниже, независимо от балансовой принадлежности не ниже 0,5S.

На электростанциях расчетные счетчики должны обеспечивать учет выработанной и переданной электроэнергии через станционную электросеть за границу балансовой принадлежности и устанавливаться:

- на генераторах;

- на трансформаторах собственных нужд;

- на линиях, присоединенных к шинам основного напряжения собственных нужд;

- у потребителей электроэнергии на хозяйственные нужды;

- на межсистемных линиях электропередачи;

-на линиях, принадлежащих потребителям, присоединенных непосредственно к шинам электростанций;

- на резервных возбудителях[2].

26. Для учета электроэнергии, расходуемой на хозяйственные нужды электростанции, расчетные счетчики должны устанавливаться:

- при питании группы потребителей от отдельного трансформатора, как правило, на стороне высшего напряжения трансформатора;

- при питании от различных трансформаторов или секций шин собственных нужд - на каждой линии, отходящей к потребителю в соответствии с Правилами устройства электроустановок.

27. Места установки и подключения счетчиков технического учета электроэнергии, а также измерительных трансформаторов должны соответствовать Правилам устройства электроустановок и гл.9 настоящей Типовой инструкции. Класс точности счетчиков технического учета должен быть не ниже 1,0.

28. Потери электроэнергии в станционной электросети электростанции, являющейся филиалом ОАО «Электрические станции» (прочих производителей электроэнергии), включаются в технологический расход электроэнергии на ее транспорт по сетям ОАО «Электрические станции»(прочих производителей электроэнергии).

Потери электроэнергии в станционной электросети электростанции, находящейся на самостоятельном балансе учитываются отдельной статьей. Оборудование и внутристанционные линии, потери электроэнергии в которых относятся к потерям в станционной электросети, включают:

- главные (повышающие) трансформаторы и автотрансформаторы связи;

- распределительные устройства;

- линии электропередачи и шинопроводы;

- отдельно стоящие подстанции (находящиеся на балансе электростанции).

29. Потери электроэнергии в главных трансформаторах электростанции, находящейся на самостоятельном балансе относятся к потерям в станционной электросети как при отдаче, так и при получении электроэнергии от электрической сети других собственников.

30. Сбор данных со всех коммерческих и контрольных точек учета осуществляет Кыргызский энергетический расчетный центр посредством ЦССОД в реальном времени в автоматическом режиме и фиксируются на 00-00 часов по UTC+1, соответствующий 05-00 часам Бишкекского времени первого числа каждого месяца и в соответствии с со сроками договоров лицензированных участников оптового рынка электроэнергии (далее ОРЭ) подписывает и заверяет печатью акты подлежащие к оплате количества электроэнергии между Лицензиатами и отправляет их на подпись Лицензиатов. Количество отпущенной Производителем и подлежащее оплате электроэнергии, учитывается отдельно по каждой электростанции.

При этом КЭРЦ ведет учет электроэнергии выработанной и отпущенной Производителем в соответствии с «Правилами учета энергии на рынке электрической энергии в Кыргызской Республике», утвержденной Минэнерго КР:

- количества электроэнергии, отпущенной производителем передающе-распределяющей компании (ОАО «НЭСК» и прочие ОПП и ПП), в том числе в точке передачи на экспорт отдельно;

- количества электроэнергии отпущенной экспортеру (если производится отпуск напрямую с шин электростанции;

- количества приемо-передачи электроэнергии в точках межсистемных перетоков;

- количества электроэнергии отпускаемой потребителю, если потребитель подключен к шинам электростанции напрямую.

В случае сбоя программы ЦССОД или неисправностей в системе технических средств учета (отказе элементов измерительного комплекса) и возникших вследствие этого разногласий в достоверности учета электроэнергии на электростанции назначается комиссия, которая составляет баланс и оформляет акт выработки и отпуска электроэнергии по показаниям счетчиков (показаний полученных от закрепленного в договоре контрольных точек учета), на 24-00 ч местного времени последних суток отчетного месяца, снятым персоналом электростанции(приложение 5). Состав комиссии утверждается приказом. Порядок ее назначения определяется местной инструкцией. Первый экземпляр акта остается на электростанции, второй - передается 2-го числа каждого месяца в местное подразделение Энергонадзора, третий - в соответствующее территориальное предприятие ОАО «НЭСК». В баланс должны включаться следующие сведения:

- выработка электроэнергии генераторами (Wг);

- поступление электроэнергии от электростанции или других собственников (Wэс);

- расход электроэнергии на собственные нужды (Wсн);

- расход электроэнергии на хозяйственные нужды (Wхн);

- расход электроэнергии на производственные нужды (Wпн);

- отпуск электроэнергии с шин электростанции потребителю по классам напряжений (Wоп);

- отпуск электроэнергии с шин электростанции в сети самой станции или других собственников (Wос);

- потери электроэнергии и станционной электросети (DWсс).

Все составляющие баланса электроэнергии, за исключением потерь электроэнергии в станционной электросети, следует принимать на основании ее измерения с помощью расчетных счетчиков и счетчиков технического учета. Если одними и теми же счетчиками учитывается расход электроэнергии на собственные и производственные нужды, а электростанция в течение месяца работала с выработкой электроэнергии в режиме котельной и (или) находилась в консервации или резерве, то данные по этим 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 конец упомянутых периодов (в пределах отчетного месяца), а в графе 9 - даты начала и конца периодов (в разд. V, кроме того, в графе 9 указывается, работала ли электростанция в режиме котельной, находилась ли в консервации или резерве).

31. Запись показаний счетчиков, по которым составляется баланс электроэнергии, должна производиться в соответствии с маршрутом, устанавливаемым местной инструкцией, а также с применением автоматических систем сбора и обработки данных (ЦССОД КЭРЦ) в сроки установленные Правилами учета энергии на рынке электрической энергии в Кыргызской Республике.

32. При значительной протяженности шинопроводов напряжением 500 кВ рекомендуется учитывать в расходной части баланса потери в них на корону, которые определяются по методике, изложенной в указаниях по учету потерь на корону и помех от короны[3].

33. Потери электроэнергии в главных трансформаторах электростанции определяются, как правило, расчетным путем[4]:

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

- переменные потери - на основе фактического графика нагрузки трансформаторов.

Эти потери допускается определять по счетчикам соответствующих классов точности.

34. Номенклатура элементов расхода электроэнергии на собственные нужды тепловых электростанций, гидроэлектростанций и подстанций, хозяйственные нужды электростанций и электрических сетей приведена в приложениях 1-4.

Акт о составлении баланса электроэнергии на электростанции приведен в приложении 5.

35. Для анализа и обеспечения достоверности учета электроэнергии необходимо определять и сравнивать значения фактического (НБфз) и допустимого (НБд) небалансов.

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

36. Фактический небаланс определяется по составляющим ежемесячного баланса электроэнергии и рассчитывается по формуле (1)

Составляющие формулы (1) приведены в п.30.

37. Значение допустимого небаланса следует определять по формуле[5](2)

гдеδni(δoi)- суммарная относительная погрешность i-го измерительного комплекса, состоящего из трансформатора напряжения (ТН), трансформатора тока (ТТ) и счетчика, учитывающего поступившую (отпущенную) электроэнергию; d2ni.(d20i) - доля электроэнергии, поступившей (отпущенной) через i-й измерительный комплекс - см. формулу (3); k - число измерительных комплексов, учитывающих электроэнергию, поступившую (отпущенную) на шины (с шин) электростанции; m - число измерительных комплексов, учитывающих отпущенную (поступившую) электроэнергию (в том числе на собственные и хозяйственные нужды электростанции).

38. Долю электроэнергии, учтенной i-м измерительным комплексом, следует определять по формуле (3)

ГдеWi- количество электроэнергии, учтенной i-м измерительным комплексом за отчетный период; Wn(0)- суммарное количество электроэнергии, поступившей (отпущенной) на шины (с шин) электростанции за отчетный период.

39. Предел допустимой относительной погрешности i-го измерительного комплекса определяется по формуле(4)

гдеδi, δu- пределы допустимых значений относительной погрешности соответственно ТТ (ГОСТ 7746-2015 Межгосударственный стандарт Общие ТУ IEC 61869-1:2017, NEQ) и ТН (ГОСТ 7745-2015 Межгосударственный стандарт Общие ТУ IEC 61869-2:2012, NEQ), %; δπ- предел допустимых Правилами устройств электроустановок потерь напряжения в линиях присоединения счетчиков к ТН, %; δoc- предел допустимой основной погрешности индукционного (ГОСТ 31819.11-2012 Межгосударственный стандартIEC 62053-11:2003) или электронного (ГОСТ 31819.21-2012 Межгосударственный стандартIEC 62053-21:2003) счетчиков, %.

40. Если значение фактического небаланса, полученное по формуле (1), больше значения допустимого небаланса, определенного по формуле (2), необходимо выявить причины этого и принять меры по их устранению.

41. Учет активной электроэнергии в электрических сетях должен организовываться применительно к подстанциям, а также к структурным подразделениям: районам электрических сетей (РЭС), предприятиям электрических сетей (ПЭС), энергопредприятий ОАО «НЭСК», а также подстанциям находящимся на балансе ОПП, ПП в целом.

42. На подстанции энергопредприятий ОАО «НЭСК», ОПП, ПП расчетные счетчики устанавливаются для учета электроэнергии, поступившей на шины каждой из них по сетям от Производителей (от других энергопредприятий), а также для учета электроэнергии, отпущенной в сети других собственников, и для учета расхода электроэнергии на хозяйственные нужды подстанции.

43. Счетчики технического учета на подстанциях энергопредприятий ОАО «НЭСК» (других собственников) должны устанавливаться для учета электроэнергии, поступившей (отпущенной) на их шины (с шин) из сети (в сеть) собственника подстанции (энергопредприятий ОАО «НЭСК» или других собственников), а также для учета расхода электроэнергии на производственные и собственные нужды подстанций.

На подстанциях 35-500 кВ счетчики технического учета, учитывающие поступившую (переданную) электроэнергию, должны соответствовать классу точности расчетных счетчиков.

44. Расчетные счетчики должны устанавливаться на подстанциях энергопредприятий ОАО «НЭСК» (других собственников) в соответствии с Правилами устройства электроустановок, ППЭЭ и настоящей инструкции.

45. Классы точности расчетных счетчиков должны соответствовать на электростанциях и подстанциях согласно п.25 настоящей инструкции. Расчетные счетчики бытовых и небытовых потребителей – класса не ниже 1,0 прямого подключения приборов учета и класса 0,5S с трансформаторами тока. Счетчики технического учета устанавливаются класса точности 0,5S, кроме устанавливаемых счетчиков прямого подключения для учета расхода электроэнергии на собственные и хозяйственные нужды подстанций. Установка счетчиков производится в соответствии с Правилам устройства электроустановок и ППЭЭ.

46. Для контроля достоверности учета электроэнергии, полученных с точек учета в сроки и время установленных п. 30 настоящей инструкции, в течение десяти дней после окончания каждого расчетного периода (месяца) Кыргызский энергетический расчетный центр(КЭРЦ) производит расчет энергетического баланса на оптовом рынке электроэнергии (ОРЭ) по республике и в случае отклонений от допустимых пределов на определенных узлах направляет уведомления на соответствующие электростанции (независимо от балансовой принадлежности), предприятия ( в ОАО «НЭСК») ОАО «НЭСК», ОПП, ПП, составляется акт по небалансу для дальнейшего принятия мер по устранению отклонений, отказов измерительного комплекса, производится перерасчет с целью применения полученных результатов в акте подлежащей к оплате количества электроэнергии за данный расчетный период. Предел допустимой погрешности баланса определяется по методике, утвержденной уполномоченным государственным органом по выработке политики в сфере энергетики. На подстанциях, где отсутствует связь с ЦССОД (где отсутствует техническая возможность подключения к ЦССОД)данные по показаниям приборов учета и расходу электроэнергии предоставляются ответственными лицами электростанций, персоналом подстанций предприятий ОАО «НЭСК», в ведении и управлении которых находятся данные объекты. Порядок снятия показаний и сроки передачи определяются местными инструкциями.

В баланс должны включаться следующие сведения:

- поступление электроэнергии на шины подстанции (Wп);

- отпуск электроэнергии (Wо);

- расход электроэнергии на собственные (Wсн) и хозяйственные нужды (Wхн) подстанции и производственные нужды (Wпн);

- потери электроэнергии в силовых трансформаторах подстанции (DWтр).

Все составляющие баланса, кроме потерь электроэнергии в силовых трансформаторах, должны быть измерены счетчиками расчетного и технического(контрольного) учета. Номенклатура элементов расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций, хозяйственные нужды электростанций и электрических сетей приведена соответственно в приложениях 3 и 4.

47. Потери электроэнергии в силовых трансформаторах следует определять расчетным путем в соответствии с Инструкция по расчету и анализу технологического расхода электрической энергии на передачу по электрическим сетям[6].

48. Значение фактического небаланса следует определять по формуле (5)

Составляющие формулы (5) приведены в п.47.

50. При значительной протяженности на подстанции шинопроводов 500 кВ в целях повышения точности определения фактического небаланса рекомендуется учитывать потери на корону, которые определяются по методике указаний по учету потерь на корону и помех от короны[7]

51. Значение фактического небаланса следует сравнить со значением допустимого небаланса (см. п.46). Значение допустимого небаланса следует определять по формуле (2). При этом должно быть.

В случае превышения фактического небаланса его допустимого значения, в соответствии с п.46 персоналу энергообъекта необходимо выявить причины этого и принять меры по их устранению.

52. Оформленный акт с результатами составления баланса электроэнергии по подстанции используется в дальнейшем для сведения баланса по РЭС, ПЭС, энергопредприятия в целом и согласовывается с КЭРЦ.

53. Значение фактического небаланса[8] в границах балансовой принадлежности структурного подразделения (РЭС, ПЭС, ОАО «НЭСК», прочих энергопредприятий (ОПП, ПП) и в целом энергосистемы следует определять по формуле (6)

где Wп - поступление электроэнергии в сеть («отпуск в сеть»); Wо - полезный отпуск электроэнергии, включая расход электроэнергии на хозяйственные нужды; Wпн - расход электроэнергии на производственные нужды; DWс - потери электроэнергии в сети данного структурного подразделения (РЭС, ПЭС, ОАО «НЭСК» в целом, энергосистемы), включая расход электроэнергии на собственные нужды подстанций.

54. Значение допустимого небаланса электроэнергии по РЭС, ПЭС, ОАО «НЭСК» в целом, энергосистемы определяется по формуле (7)

где m - суммарное количество точек учета, фиксирующих поступление наибольших потоков электроэнергии и отдачу электроэнергии особо крупным потребителям (применительно к соответствующему структурному подразделению); δpi- погрешность измерительного комплекса i-й точки учета электроэнергии - см. формулу (4); δi- доля электроэнергии, учтенной i-й точкой учета; δp3 - погрешность измерительного комплекса (типопредставителя) трехфазного потребителя ниже 500 кВА); δp1 - погрешность измерительного комплекса (типопредставителя) однофазного потребителя; n3- число точек учета трехфазных потребителей (кроме учтенных в числе m), по которым суммарный относительный пропуск электроэнергии составляетd3; n1- число точек учета однофазных потребителей (кроме учтенных в числе m), по которым суммарный относительный пропуск электроэнергии составляетd1.

55. Под межсистемными перетоками понимаются перетоки электрической энергии и мощности по межсистемным линиям электропередачи.

56. Учет межсистемных перетоков электроэнергии производится в целях финансовых расчетов за нее, а также для определения потерь электроэнергии от этих перетоков и оптимизации режимов электрических сетей.

57. На межсистемных линиях напряжением 35-110 кВ и выше следует устанавливать расчетные счетчики на обоих концах линии в целях более полного обеспечения договорных интересов субъектов рынка, точного определения потерь и обеспечения взаимного резервирования счетчиков. Счетчики должны быть одного класса точности, иметь погрешность одинакового знака и быть, как правило, однотипными. Классы точности счетчиков и измерительных трансформаторов должны быть не ниже указанных в настоящей инструкции. Определение расчетного и контрольного приборов учета должно быть отражено в договорных обязательствах.

58. Потери электроэнергии в межсистемной линии электропередачи, переданной на баланс предприятий энергосистемы, относятся к данному предприятию.

Если межсистемная линия не на балансе какого-либо предприятия энергосистемы, то потери электроэнергии в ней, вычисленные по разности показаний расчетных счетчиков, должны распределяться между энергопредприятиями энергосистемы и других энергопредприятий (ОПП, ПП), сети которых присоединены к этой межсистемной линии, по согласованию сторон.

59. Дополнительные условия учета электроэнергии и мощности[9], потери электроэнергии и мощности, а также другие вопросы, связанные с коммерческим учетом, оговариваются в договорах на покупку, продажу и транзит электроэнергии.

60. Особенности учета перетоков электроэнергии и мощности по межгосударственным линиям электропередачи в части технических требований могут определяться по согласованию сторон в установленном порядке.

61. Расчетные счетчики, установленные на межсистемных линиях электропередачи, должны подвергаться периодической поверке совместно с представителями сторон, при необходимости подвергаются калибровке (т.е. определяются и подтверждаются действительные значения метрологических характеристик счетчиков). Сроки и порядок поверки (калибровки) определяются Законом КР «Об обеспечении единства измерений».

62. Основными целями учета реактивной электроэнергии являются:

- обеспечение контроля за фактическим потреблением или выдачей реактивной электроэнергии потребителями;

- обеспечение контроля перетоков реактивной электроэнергии по межсистемным линиям электропередачи;

- получение информации о реактивной электроэнергии, «генерируемой» или потребляемой генераторами электростанций, компенсирующими устройствами, установленными на подстанциях 35 кВ и выше, а также о реактивной электроэнергии, передаваемой с шин среднего и низшего напряжений этих подстанций.

63. Учет реактивной электроэнергии осуществляется высокоточными счетчиками устанавливаемыми в АСКУЭ обеспечивающие измерение как активной ( в классе точности 0,2S и 0,5S), так и реактивной электроэнергии в классе точности 1,0 в прямом и обратном направлениях, используемые для определения скидки и надбавки к тарифам на электроэнергию за компенсацию реактивной мощности, и для контроля перетоков реактивной электроэнергии по межсистемным линиям электропередачи, по которым на договорной основе ведется оплата за реактивную электроэнергию или реактивную мощность.

64. Технический учет реактивной электроэнергии, используется для решения следующих технико-экономических задач:

- расчета и анализа установившихся режимов, потерь мощности и электроэнергии в электрических сетях;

- оптимизации установившихся режимов по реактивной электроэнергии, выбора компенсирующих устройств, режима их работы и мест установки в электрических сетях.

65. Порядок контроля за фактическим потреблением или выдачей реактивной электроэнергии потребителями определен в Правилах пользования электрической энергией[10] (Главы11).

66. Общие требования к местам установки счетчиков реактивной электроэнергии и классам их точности на электростанциях и подстанциях определены в Правилах устройства электроустановок[11].

Учет реактивной электроэнергии, «генерируемой» или потребляемой компенсирующими устройствами, должен осуществляться счетчиками класса точности не ниже 0,5S. При этом на синхронных и статических компенсаторах, а также на генераторах, работающих в режиме синхронного компенсатора, должны устанавливаться двунаправленные счетчики осуществляющие учет прямого и обратного направления тока.

67. Порядок и объемы обслуживания, поверки, калибровки, ремонта и эксплуатации расчетных счетчиков и счетчиков технического учета реактивной электроэнергии должны удовлетворять требованиям, изложенным в главе 10 настоящей Типовой инструкции, «Положения о порядке проведения поверки средств измерений в Кыргызской Республике» и «Перечня средств измерений, подлежащих поверке и периодичность их поверки» утвержденных Правительством КР в установленном порядке.

68. В электроустановках потребителей должны быть установлены приборы учета для денежных (коммерческих) расчетов за электроэнергию с энергоснабжающей организацией за счет потребителя.

69. Расчетные счетчики электроэнергии должны иметь сертификат об утверждении типа средства измерений с цифровым выходом для сбора данных и иметь возможность интеграции в систему ЦССОД предприятий ОАО «НЭСК», а КПЭ, ОПП и ПП кроме того и к системе ЦССОД КЭРЦ.

Установка и монтаж счетчиков осуществляются в соответствии с требованиями Правил устройства электроустановок и заводских инструкций за счет:

- средств лицензиата -бытовым потребителям, подключенным к электрическим сетям лицензиата;

- владельцев дома- бытовым потребителям, проживающим на правах найма в ведомственных или муниципальных домах;

- собственных средств потребителей - небытовым потребителям, независимо от ведомственной принадлежности и форм собственности.

70. Вопросы автоматизации учета электроэнергии и мощности, организация эксплуатации средств учета у потребителя регламентированы в Правилах эксплуатации электроустановок потребителей[12] и Правилах пользования электрической энергией[13], а также в главах8 и 10 настоящей Типовой инструкции.

71. Автоматизация учета электроэнергии и мощности в электрических сетях осуществляется внедрением системы АСКУЭ, обеспечивающим решение следующих задач:

- сбор и формирование данных на энергообъекте (ЦССОД предприятий ОАО «НЭСК», ОПП и ПП)для использования их при коммерческих расчетах;

- сбор и передача информации на верхний уровень управления(ЦССОД КЭРЦ) и формирование на этой основе данных для проведения коммерческих расчетов между объектами рынка (в том числе по сложным тарифам);

- формирование баланса производства и потребления электроэнергии по отдельным узлам, районам, энергопредприятиям в целом, а также по энергосистеме;

- оперативный контроль и анализ режимов потребления мощности и электроэнергии основными потребителями;

- формирование статистической отчетности;

- оптимальное управление нагрузкой потребителей;

- автоматизация финансово-банковских операций и расчетов с потребителями;

- контроль достоверности показаний приборов учета электроэнергии.

72. Системы АСКУЭ должны выполняться по проектам в соответствии с Правилами учета электрической энергии на рынке электрической энергии в Кыргызской Республике утвержденного приказом Минэнерго КР и «Технического задания к приборам учета АСКУЭ (АСКУЭ/АМI) с функцией МДМС» утвержденного приказом ОАО «НЭСК» по созданию автоматизированных систем контроля и управления потреблением и сбытом энергии в энергосетях, как правило, на базе серийно выпускаемых технических средств и программного обеспечения.

В состав комплекса технических средств АСКУЭ, устанавливаемых на энергообъекте, должны входить: -микропроцессорные счетчики электроэнергии, оснащенные портом для передачи информации в АСКУЭ по выделенным каналам связи, через интернет или с помощью GSM модема устанавливаемые на подстанции, на предприятии, т.е. у конечных потребителей- первичный уровень сбора информации ИИК;

- устройства сбора информации от счетчиков и передачи её на верхние уровни управления (УСПД, концентраторы, преобразователи интерфейсов);

- каналы связи (ВЧ связь по ЛЭП, мобильная интернет связь-GSM,GPRS, проводная PLC или др.);

- средства обработки информации (как правило, персональные ЭВМ, серверы)- второй уровень сбора информации.

- третий уровень- ЦССОД КЭРЦ, включающий измерительный комплекс для осуществления расчетов между лицензиатами, расчета электроэнергетического баланса по энергосистеме с учетом межсистемных и межгосударственных перетоков.

73. Для повышения точности учета средних значений мощности используются микропроцессорные электронные счетчики класса точности 0,2S и 0,5S.

74. Устройства УСПД должны обеспечивать в соответствии с техническими требованиями к средствам автоматизации контроля и учета электроэнергии и мощности для АСКУЭ энергосистем («Технического задания к приборам учета АСКУЭ (АСКУЭ/АМI) с функцией МДМС») одновременность снятия показаний со всех контролируемых счетчиков, для чего должны быть оснащены встроенной системой точного астрономического времени с индикацией года, месяца, числа, часа, минут и секунд с автоматической его коррекцией по сигналам точного времени.

Устройства УСПД должны быть защищены от несанкционированного доступа и изменения констант и данных учета. Устройства УСПД должны обеспечивать хранение необходимой информации по энергообъектам: до 15 суток–параметры электросети, не менее 45 суток–профильные показания счетчиков. При перерыве основного питания УСПД должны обеспечивать сохранность накопленных данных и ход часов.

75. Система сбора и передачи информации в АСКУЭ должна осуществляться с использованием доступных каналов связи (высокочастотные по линиям электропередачи, АТС, радио, проводные, ВОЛС- GSM/GPRS, PLC).

76. На стадии проектирования энергообъекта должна определяться относительная погрешность измерительных комплексов и обеспечиваться ее минимизация (выбор классов точности элементов измерительных комплексов, сечение соединительных кабелей, трасс прокладки и др.).

77. Предел допустимого значения относительной погрешности измерительного комплекса Методические указания по определению погрешности измерения активной электроэнергии при ее производстве и распределении[14]должен соответствовать значению, определяемому по формуле(8)

гдеl,δu,δπ,δoc- определения - см. формулу (4), значения величин - по паспортам на ТТ, ТН и счетчика; δθ- предел допустимого значения составляющей суммарной погрешности измерения электроэнергии, вызванной угловыми погрешностями ТТ и ТН, %; j- предел допустимой дополнительной погрешности счетчика от j-го влияющего фактора, %; j - число влияющих факторов.

78. Каждый элемент системы учета должен быть аттестован, а технические средства сертифицированы, и система в целом должна быть принята в эксплуатацию в установленном порядке в соответствии с требованиями международных стандартов ISOМЭК 10012.

79. Система учета электроэнергии должна иметь выходы на общий для электроустановки или индивидуальный независимый регистратор событий соответствующий «Технического задания к приборам учета АСКУЭ (АСКУЭ/АМI) с функцией МДМС», фиксирующий все отклонения от нормального режима работы, возникающие в ее первичной цепи, во вторичных цепях тока и напряжения и каналах связи.

80. Система учета электроэнергии должна выполнять заданные функции при нормальных, аварийных и послеаварийных режимах работы электрической сети. При этом должна обеспечиваться работа входящих в нее элементов с погрешностями, не превышающими предельные, установленные заводскими техническими условиями (ТУ) на указанные элементы.

81. Система учета электроэнергии должна быть защищена от воздействия (сверх установленных ТУ на элементы) электромагнитных полей, механических повреждений и от несанкционированного доступа.

82. Допустимые классы точности расчетных счетчиков активной электроэнергии для различных энергообъектов определены п. 25, 27, 45 и 73 настоящей инструкции. Для межсистемных линий электропередачи напряжением 35-500 кВ и выше рекомендуются счетчики класса точности не ниже 0,2S.

83. Класс точности счетчиков реактивной электроэнергии может быть на одну ступень ниже класса точности соответствующих счетчиков активной электроэнергии.

84. Учет активной электроэнергии трехфазного тока на генераторах, присоединениях 35-110 кВ и выше, как правило, должен производиться с помощью трехфазных трехэлементных счетчиков, имеющих измерительные блоки в каждой фазе.

85. Цепи напряжения приборов учета электроэнергии должны подключаться, как правило, к измерительным трансформаторам напряжения.

Допускается использование для этих целей емкостных ТН (типа НДЕ-М) в электрических сетях 110-500 кВ, а также в послеаварийных режимах в электрических сетях 110 кВ и выше, до восстановления питания цепей напряжения от электромагнитного трансформатора напряжения.

86. При присоединении линии через два или более выключателей (имеющие секционные, обходные выключатели) и наличии трансформатора тока в линии, токовые цепи приборов учета должны присоединяться к этому трансформатору тока. При отсутствии трансформатора тока в линии допускается включение приборов учета электроэнергии к встроенным трансформаторам тока(см. Правила устройства электроустановок, изд. 7-е и местные инструкции по установке и эксплуатации ПУ в электросетях ОАО «НЭСК»).

87. Подключение токовых обмоток счетчиков к вторичным обмоткам трансформаторов тока следует выполнять, как правило, отдельно от цепей релейной защиты и совместно с электроизмерительными приборами. Если раздельное их присоединение требует установки дополнительных трансформаторов тока, допускается совместное присоединение токовых цепей, если это не приведет к снижению класса точности и надежности цепей трансформаторов тока и обеспечит необходимые характеристики устройств релейной защиты.

88. Нагрузка вторичных обмоток измерительных трансформаторов напряжения, на которые включаются счетчики, и ее cos j не должны превышать номинальных значений. Они должны соответствовать указанным в технических условиях на трансформаторы напряжения.

89. Подключение приборов учета к трансформаторам напряжения следует осуществлять отдельными кабелями.

90. Схемы коммутации элементов измерительного комплекса и устройство учета электроэнергии, передаваемой через обходные и шиносоединительные выключатели распределительных устройств 35-500 кВ, должны соответствовать требованиям Правил устройства электроустановок.

91. Для каждой электроустановки должна быть утверждена в установленном порядке схема размещения приборов расчетного, техническогои контрольного учета электроэнергии, соответствующая полному вводу электроустановки в эксплуатацию в соответствии с проектом.

92. Для каждой электроустановки, введенной в эксплуатацию пусковым комплексом (очередью), должна быть утверждена временная схема размещения приборов расчетного, технического и контрольного учета электроэнергии, соответствующая проекту на пусковой комплекс.

93. Каждый измерительный комплекс учета электроэнергии, введенный по нормальной или временной схеме размещения приборов расчетного и технического учета электроэнергии, должен иметь технический паспорт-протокол (приложение 7).

94. При приемке в эксплуатацию системы учета электроэнергии на энергообъекте, а также при изменениях схемы и режимов работы, влияющих на точность учета, должны определяться относительные погрешности измерительных комплексов. Если погрешности превышают допустимые, должны быть приняты меры по выявлению и устранению причин.

95. При выводе в ремонт одного из трансформаторов тока, включенного на сумму токов с другим трансформатором тока этого же присоединения, измерительный керн выводимого в ремонт трансформатора тока должен быть отсоединен от цепей учета согласно Общей инструкций по проверке устройств релейной защиты, электроавтоматики и вторичных цепей[15].

96. Расчетные счетчики, кроме установленных у небытовых потребителей, ведомственных домах и коллективных садоводческих товариществ, должны находиться на балансе энергоснабжающей организации.

Расчетные счетчики небытовых потребителей, ведомственных домов, коллективных садоводческих товариществ устанавливаются за счет их собственных средств и находятся на балансе самих потребителей, владельцев ведомственных домов и садоводческих товариществ.

97. Расчетные счетчики подлежат поверке в установленные Законом КР «Об обеспечении единства измерений в Кыргызской Республике» сроки.

98. Поверенные расчетные счетчики должны иметь на креплении кожухов пломбы региональных отделений Центра по стандартизации и метрологии при Министерстве экономики и коммерции Кыргызской Республики (Кыргызстандарта), а также пломбу энергоснабжающей организации на крышке колодки зажимов расчетного счетчика.

99. Нарушение пломбы на расчетном счетчике лишает законной силы учет электроэнергии, осуществляемый данным расчетным счетчиком.

100. Персонал энергообъекта (в том числе небытовые потребители) несет ответственность за сохранность расчетного счетчика, его пломб и за соответствие цепей учета электроэнергии установленным требованиям.

Бытовые потребители также несут ответственность за сохранность расчетного счетчика и целостность его пломб в соответствии с актом сохранности приборов учета составленным при узаконении приборов учета при вводе в эксплуатацию или замене ПУ.

101. Средства измерений, применяемые в сфере государственного регулирования подлежат первичной (при выпуске из производства или ремонта, ввозе по импорту после утверждения их типа и регистрациив реестре государственной системы обеспечения средств измерений) и последующим (периодическим) поверкам. Периодичность и объем поверки расчетных счетчиков должны соответствовать требованиям действующих нормативно-технических документов КР:

- механические дисковые (индукционные) – 1 раз в 8 лет;

- электронные - 1 раз в 6-16 лет в зависимости от типа счетчика;

102. Положительные результаты поверки счетчика удостоверяются поверительным клеймом и свидетельством о поверке.

103. Калибровка счетчиков производится соответствующим подразделениями «Кыргызстандарта» или аккредитованными предприятиями имеющими на то лицензии согласно международного стандарта ISO/IEC 17025-2019, при необходимости, в присутствии лица, ответственного за учет электроэнергии потребителядля установления метрологических характеристик электросчетчика в соотношении с эталонным. Калибровка не заменяет поверку, предусмотренную нормативно-техническими документами. Результаты калибровки оформляются актом (приложение 8).

Работы по проведению калибровки счетчиков на энергообъекте проводятся с соблюдением требований безопасности в соответствии с заводскими инструкциями, стандартами на соответствующий вид электросчетчиков, а также действующих Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок.

106. Если при калибровке установлено, что погрешность счетчика превышает допустимую, счетчик должен быть заменен.Решение о пригодности использования счетчика принимается на основании характеристик установленных как при калибровке, так и при поверке.

107. Счетчики технического учета должны находиться на балансе энергообъекта, должны обслуживаться его персоналом(в соответствии с ППЭЭ) и подлежат поверке в сроки и в объемах, предусмотренных нормативно-техническими документами КР.

108. Журнал снятия показаний счетчиков учета электроэнергии на энергообъекте должен быть пронумерован, прошнурован и опечатан ответственным лицом.

109. В журнал снятия показаний вносятся показания расчетных счетчиков и счетчиков технического учета вновь установленного или замененного счетчика с оформлением соответствующего акта и далее ежесуточно на 24-00 ч и ежемесячно на 05-00 первого числа местного времени с указанием даты записи и наименования присоединения, а также фамилия и подпись лица, снимающего показания.

110. Для счетчиков, запись показаний которых ведется ежемесячно, должен быть, как правило, отдельный журнал.

Приложение 1

Номенклатура элементов расхода электроэнергии на собственные нужды теплоэлектроцентрали (ТЭЦ)

1. Разгрузка и хранение топлива

Расход электроэнергии на электродвигатели механизмов, обслуживающих принадлежащие электростанции разгрузочные устройства и склады топлива (вагоноопрокидыватели, краны, скреперы, размораживающие устройства и др.).

2. Топливоподача

Расход электроэнергии на электродвигатели механизмов по подаче и дроблению топлива (лебедки, элеваторы, транспортеры, конвейеры, мазутные насосы, дробилки, механизмы обеспыливания тракта топливоподачи и др.).

3. Котельная установка

Расход электроэнергии на:

- размол угля (мельницы и мелющие вентиляторы);

- 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 и химическое обессоливание воды(пропорционально добавку воды, восполняющему внутристанционные потери пара и конденсата), дренажные насосы, насосы технического и пожарного водоснабжения;

- магнитные сепараторы и электродвигатели прочих механизмов котельной установки: сушилки, промежуточные транспортеры и элеваторы, питатели и шнеки, приводы топочных механизмов, регенеративные вращающиеся воздухоподогреватели, обдувочные аппараты, компрессоры систем дробеочистки, обдувки поверхностей нагрева и подачи в топку пыли высокой концентрации, а также пневматический инструмент;

- механизмы центрального пылезавода.

4. Турбинная установка

Расход электроэнергии на:

- электродвигатели циркуляционных насосов и вентиляторов градирен (при наличии общего водоснабжения с расположенными вблизи предприятиями; расход электроэнергии на водоснабжение пропорционален количеству воды, израсходованной электростанцией);

- электродвигатели конденсатных насосов и насосов водяных эжекторов турбин, дренажных насосов, регенеративных подогревателей, насосов установок по очистке основного конденсата турбин;

- электродвигатели прочих механизмов: масляных насосов, системы смазки и регулирования, перекачивающих и дренажных насосов, насосов подкачки воды в систему циркуляционного водоснабжения;

- охлаждение генераторов и трансформаторов, компрессоры воздушных выключателей, двигатель-генераторы аккумуляторных батарей и прочие электродвигатели электроцеха, измерительную и ремонтные мастерские.

5. Теплофикационная установка

Расход электроэнергии на электродвигатели:

- сетевых, подпиточных и подкачивающих насосов тепловой сети, установленных на территории электростанций;

- конденсатных насосов подогревателей сетевой воды;

- пиковых водогрейных котлов;

- мазутного хозяйства (пропорционально количеству мазута сожженного пиковыми водогрейными котлами);

- насосов установок по химической очистке (пропорционально добавку воды, восполняющему потери 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 потребителей пара) на насосы установок по химической очистке и химическому обессоливанию воды, паропреобразовательных, испарительных и выпарных установок. В расход электроэнергии на собственные нужды включаются также расходы ее на освещение производственных помещений, электроинструмент, электросварку, электродвигатели приспособлений и механизмов для текущего ремонта оборудования, электродвигатели систем отопления и вентиляции производственных помещений.

Приложение 2

Номенклатура элементов расхода электроэнергии на собственные нужды гидроэлектростанций

1. Гидротехнические сооружения

Расход электроэнергии:

- электродвигателями механизмов, обслуживающих плотину, водосбросы, промывные устройства, водозабор ГЭС, водовыпуски и пр.;

- на освещение и отопление помещений сооружений ГЭС и деривации и на обогрев пазов затворов.

2. Напорный бассейн (или аванкамера)

Расход электроэнергии на:

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

- электродвигатели механизмов, обслуживающих решетки и пазы затворов напорного фронта;

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

- обогрев решеток и затворов напорного фронта.

4. Здание ГЭС

Расход электроэнергии на:

- электродвигатели, действующие в системе регулирования, в системе технического водоснабжения гидроагрегатов, в системе откачки воды из проточного тракта гидроагрегатов и дренажных вод здания ГЭС;

- электродвигатели масляного и пневматического хозяйства ГЭС, системы пожаротушения генераторов и здания ГЭС;

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

- электросварку, электроинструменты, электродвигатели механизмов и станков мастерских по ремонту гидромеханического и электротехнического оборудования;

- освещение, отопление и вентиляцию всех без исключения помещений здания ГЭС, а также помещений распределительного устройства и освещение его территории.

Приложение 3

Номенклатура элементов расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций

1. Номенклатура составлена по нормированию расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций 35-500 кВ».

2. Номенклатура включает расход электроэнергии на следующие цели:

- охлаждение трансформаторов и автотрансформаторов;

- обогрев, освещение и вентиляцию помещений (ОПУ, ЗРУ, ОВБ, аккумуляторной, компрессорной, насосной пожаротушения, здания вспомогательных устройств, синхронных компенсаторов, проходной);

- освещение территории;

- зарядно-подзарядные устройства аккумуляторных батарей;

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

- обогрев ячеек КРУН (с аппаратурой релейной защиты и автоматики, счетчиками или выключателями) и релейных шкафов наружной установки;

- обогрев приводов и баков масляных выключателей;

-обогрев приводов отделителей и короткозамыкателей;

- обогрев приводов и маслобаков переключающих устройств РПН;

- обогрев электродвигательных приводов разъединителей;

- обогрев электросчетчиков в неотапливаемых помещениях;

- обогрев агрегатных шкафов и шкафов управления воздушных выключателей;

- питание компрессоров;

- обогрев воздухосборников;

- вспомогательные устройства синхронных компенсаторов (масляные, циркуляционные и дренажные насосы, задвижки, автоматика);

- электропитание аппаратуры связи и телемеханики;

- небольшие по объему ремонтные работы, выполняемые в процессе эксплуатации;

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

3. К расходу электроэнергии на собственные нужды подстанций относится также расход электроэнергии на электроприемники, наличие которых обусловлено спецификой эксплуатации оборудования подстанций: кондиционирование помещения щита управления (жаркая климатическая зона), обогрев дорожек к оборудованию на открытой части подстанции (в районах с обильными снегопадами) и т.п.

4. В состав электроприемников собственных нужд подстанции не должны включаться потребители электроэнергии на хозяйственные нужды энергосистем.

Приложение 4

Номенклатура элементов расхода электроэнергии на хозяйственные нужды электростанций и электрических сетей

В номенклатуру[16] входит расход электроэнергии на следующие объекты и виды работ:

1. На электростанциях:

- цех централизованного ремонта (центральные ремонтные мастерские, ремонтно-механические мастерские);

- ремонтно-строительный цех;

- автохозяйство;

- склад оборудования и материалов;

- базисный склад топлива;

- административные здания, включая отдельно расположенные служебные помещения различного назначения: учебные кабинеты, библиотека, медпункт, бытовые помещения, помещения для отдыха ремонтного персонала, помещения специализированных лабораторий, убежища, помещения пожарной и военизированной охраны и т.п.;

- монтажные, наладочные и экспериментальные работы, капитальный, средний и аварийно-восстановительный ремонты зданий и оборудования, выполняемые персоналом электростанций или персоналом энергосистемы;

- наладочные и экспериментальные работы, выполняемые подрядными организациями, если по условиям договора с подрядчиком электростанция принимает на себя необходимый для выполнения этих работ расход электроэнергии.

2. В электрических сетях:

- ремонтные, механические и столярные мастерские;

- масляное хозяйство;

- автохозяйства, базы механизации;

- учебные комбинаты и полигоны;

- склады оборудования и материалов;

- административные здания предприятий и районов электрических сетей и помещения различного назначения: учебные кабинеты, библиотека, медпункт, бытовые помещения, помещения для отдыха ремонтного персонала, помещения специализированных лабораторий убежища, помещения пожарной и военизированной охраны и т.п.;

- монтажные, наладочные и экспериментальные работы, капитальный, средний и аварийно-восстановительный ремонты здании и оборудования, выполняемые персоналом электросетей или персоналом энергосистемы;

- наладочные и экспериментальные работы, выполняемые подрядными организациями, если по условиям договора с подрядчиком сетевое предприятие принимает на себя необходимый при выполнении этих работ расход электроэнергии;

- служебные и жилые помещения оперативного персонала подстанций.

3. В хозяйственные нужды энергосистемы не включается расход электроэнергии предприятиями и учреждениями, административно подчиненными районным энергетическим управлениям, но находящимися 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 не включается также расход электроэнергии предприятиями тепловых сетей, зданиями районных энергоуправлений и Энергонадзора. Расход электроэнергии по всем перечисленным предприятиям включается в другие статьи полезного отпуска форм статистической отчетности. Расход электроэнергии на отопление, водоснабжение и освещение рабочих поселков, отдельных жилых домов ремонтного и эксплуатационного персонала, столовых, общежитий, гостиниц, клубов, больниц, детских дошкольных учреждений, баз отдыха, профилакториев и т.п. не включается в хозяйственные нужды энергосистемы. К потребителям электроэнергии на хозяйственные нужды энергосистемы не относятся потребители, присоединенные в порядке исключения к шинам собственных нужд электростанций и подстанций и оплачивающие потребление электроэнергии непосредственно электростанции или электрическим сетям. Расход электроэнергии такими потребителями фиксируется как оплаченный отпуск посторонним потребителям, а в формах отчетности учитывается соответствующими статьями полезного отпуска. Расход электроэнергии на небольшие по объему ремонтные работы, выполняемые эпизодически в процессе эксплуатации на электростанциях и подстанциях, учитывается как расход на собственные нужды электростанций и подстанций. К расходу электроэнергии на хозяйственные нужды энергосистемы не относится электроэнергия, потребляемая обмотками синхронных компенсаторов, а также расходуемая на плавку гололеда. Указанные виды расхода входят в потери электроэнергии в электрических сетях.

Приложение 5

Акт о составлении баланса электроэнергии на электростанции

Основание: Приказ от ________________________ № ____________________ Комиссия в составе: Председатель: _____________________________________________________ Члены:____________________________________________________________ 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 ______________________________ и других собственников следующие: (энергопредприятия)

I. Выработано активной электроэнергии

Номера счетчиков, установленных Энергонадзором

Наименование объектов учета

Показание счетчиков

Разность показаний счетчиков за месяц

Коэффициент счетчиков

Количество электро-энергии, учтенной счетчиком, тыс.кВт·ч

Примечание

на 0 ч 1-го числа текущего месяца

на 0 ч 1-го числа истекшего месяца

ВСЕГО по разд. I __________

II. Поступило от ___________________ и других собственников (энергопредприятия)

ВСЕГО по разд. II __________

III. Расход на собственные нужды электростанции

ВСЕГО по разд. III __________

Номера счетчиков, установленных Энергонадзором

Наименование объектов учета

Показание счетчиков

Разность показаний счетчиков за месяц

Коэффициент счетчиков

Количество электро-энергии, учтенной счетчиком, тыс.кВт·ч

Примечание

на 0 ч 1-го числа текущего месяца

на 0 ч 1-го числа истекшего месяца

IV. Расход на хозяйственные нужды электростанции

ВСЕГО по разд. IV __________

V. Расход на производственные нужды

ВСЕГО по разд. V __________

VI. Отпущено потребителям

ВСЕГО по разд. VI __________

VII. Отпущено в сети ______________________ и других собственников (энергопредприятия)

ВСЕГО по разд. VII __________

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 (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 энергопредприятия, всего (VI + VII) ____________________________

4. Фактический небаланс

5. Допустимый небаланс (IХ), % ______________________________________

6. Отпуск электроэнергии с шин электростанции,

всего (I-III) ________________________________________________________ В том числе по классам напряжения: __________________________________ Председатель комиссии____________________________________________ Члены комиссии ___________________________________________________ Представитель Энергонадздра _______________________________________

Приложение 6

Акт о составлении баланса электроэнергии на подстанции

Основание: Приказ от _____________________________ №__________________ Комиссия в составе: Председатель: _______________________________________________________ Члены:______________________________________________________________ Настоящий акт составлен в том, что за _________ месяц 20___г. поступление электроэнергии, потребление на собственные и хозяйственные нужды и отпуск с шин подстанции следующие:

Номера счетчиков, установленных Энергонадзором

Наименование объектов учета

Показание счетчиков

Разность показаний счетчиков за месяц

Коэффициент счетчиков

Количество электро-энергии, учтенной счетчиком, тыс.кВт·ч

Примечание

на 0 ч 1-го числа текущего месяца

на 0 ч 1-го числа истекшего месяца

I. Поступило от ____________________________ и других собственников

(энергопредприятия)

ВСЕГО по разд. I __________

II. Расход на собственные нужды

ВСЕГО по разд. II __________

III. Расход на хозяйственные нужды

ВСЕГО по разд. III __________

Номера счетчиков, установленных Энергонадзором

Наименование объектов учета

Показание счетчиков

Разность показаний счетчиков за месяц

Коэффициент счетчиков

Количество электроэнергии, учтенной счетчиком, тыс.кВт·ч

Примечание

на 0 ч 1-го числа текущего месяца

на 0 ч 1-го числа истекшего месяца

IV. Расход на производственные нужды

ВСЕГО по разд. IV __________

V. Отпуск потребителям

ВСЕГО по разд. V __________

VI. Отпуск электроэнергии в сети ________________ и других собственников (энергопредприятия)

ВСЕГО по разд. VI __________

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 Инструкцией по расчету и анализу технологического расхода электрической энергии на передачу по электрическим сетям энергосистем и энергообъединений[17]. VIII. Допустимый небаланс Определяется по формуле (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 энергопредприятие, 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: ____________________________________ Председатель комиссии________________________________________________ Члены комиссии______________________________________________________ Представитель Энергонадзора __________________________________________

Приложение 7

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:

Токовые цепи: Схема соединения измерительных обмоток трансформаторов тока _______ ________________________________________________________________ Схема соединения кабелей (с указанием маркировки, наименования сборок выводов шкафов и панелей), параметры кабелей и др. _______________________________________________________________ Цепи напряжения: 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 _____________ № _____________.

6.2. Предохранители:

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: ________________________ ____________________________

Приложение 8

« »___________20__ г. Акт о проведении калибровки электрических счетчиков Комиссия в составе: Представитель Управления метрологического надзора ________________________ Представитель энергообъекта (потребителя)_________________________ Составила настоящий акт в том, что произведена калибровка электрических счетчиков, установленных на _______________________________________________________________________________________________ (наименование энергообъекта) Калибровка производилась приборами ___________________________________________________________ (тип, класс точности, заводской номер) Результаты калибровки:

№ п.п.

Наименование присоединения

Снятые счетчики

Установленные счетчики

Время перерыва в учете электроэнергии

Средняя нагрузка по счетчику, МВт

Средняя нагрузка по образцовому прибору, МВт

Погрешность, %

Примечание

Номер

Показание

Расчетный коэффициент счетчика

Номер

Тип и класс точности

Ток, А

Напряжение, В

Коэффициенты трансформации измерительных трансформаторов

Расчетный коэффициент счетчика

Показание

ТТ

ТН

Содержание

1

2

5

10

13

14

15

15

17

19

Приложение 1. Номенклатура элементов расхода электроэнергии на собственные нужды тепловых электростанций. 16

22

Приложение 2. Номенклатура элементов расхода электроэнергии на собственные нужды гидроэлектростанций

24

Приложение 3. Номенклатура элементов расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций

25

Приложение 4. Номенклатура элементов расхода электроэнергии на хозяйственные нужды электростанций и электрических сетей

27

Приложение 5. Акт о составлении баланса электроэнергии на электростанции

30

Приложение 6. Акт о составлении баланса электроэнергии на подстанции

33

Приложение 7. Паспорт-протокол измерительного комплекса

36

Приложение 8. Акт о проведении калибровки электрических счетчиков

38

Пояснение по п. 83 Класс точности - присуща средствам измерения, которая определяет наибольшую допустимую относительную погрешность средства измерения ( в данном случае электросчетчиков) выраженную в процентном отношении, а измерение- это действие и действию класс не присваивается. Само же действие может оцениваться - просто точностью или другими определениями, такими как быстродействие, совместимость и т.д. На основании вышеизложенного п. 83 остается без изменения.

[1]Общая инструкция по проверке устройств релейной защиты, электроавтоматики и вторичных цепей.- М.: Энергия, 1975. [2]Расход электроэнергии на резервное возбуждение исключается одновременно из выработки данного генератора и расхода электроэнергии на собственные нужды электростанции [3]Руководящие указания по учету потерь на корону и помех от короны при выборе проводов воздушных линий электропередачи переменного тока 330-750 кВ и постоянного тока 800-1500 кВ.- М.: СЦНТИ ОРГРЭС, 1975 [4]Инструкция по расчету и анализу технологического расхода электрической энергии на передачу по электрическим сетям энергосистем и энергообъединений. - М.: С ПО Союзтехэнерго, 1987. [5]Погрешность определения потерь электроэнергии в станционной электросети допускается не учитывать. [6]Инструкция по расчету и анализу технологического расхода электрической энергии на передачу по электрическим сетям энергосистем и энергообъединений. - М.: СПО Союзтехэнерго, 1987. [7]Руководящие указания по учету потерь на корону и помех от короны при выборе проводов воздушных линий электропередачи переменного тока 330-750 кВ и постоянного тока 800-1500 кВ.- М.: СЦНТИ ОРГРЭС, 1975. [8]Определение фактического небаланса электроэнергии по РЭС, ПЭС или энергопредприятия в целом возможно в том случае, если производится расчет технических потерь электроэнергии в сетях всех классов напряжения, включая и сети 0,38 кВ [9]Среднее значение мощности за установленный интервал текущего времени. [10] Утвержден ППКР № 576 от 22.08.2012г. с дополнениями и изменениями согласно ППКР № 184 от 28.03.2014г, № 870 от 23.12.2015г., № 169 от 29.03.2018г. и № 644 от 31.12.2018г. [11] Седьмое издание.- М.: Энергоатомиздат, 2003г..

[12]Утвержден ППКР № 576 от 22.08.2012г. с дополнениями и изменениями согласно ППКР № 184 от 28.03.2014г, № 870 от 23.12.2015г., № 169 от 29.03.2018г. и № 644 от 31.12.2018г. 13М. Энергоатомиздат, 2003г.

[14]РД 34.11.325-90.- М.: СПО ОРГРЭС, 1991 [15]М.: Энергия, 1975. [16]Расход электроэнергии на указанные в номенклатуре объекты, переданные на баланс электрических сетей (ОАО «НЭСК») и электростанций (ОАО «Электрические станции», ОАО «Чаан ГЭС») относится к расходу электроэнергии на хозяйственные нужды этих электрических сетей и электростанций. [17]М.: С ПО Союзтехэнерго, 1987.