"РД 153-34.3-09.166-00. Типовая программа проведения энергетических обследований подразделений электрических сетей АО-энерго"
(утв. РАО "ЕЭС России" 04.05.2000)

Разработано Открытым акционерным обществом "Фирма по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей ОРГРЭС".

Исполнители: В.И. Андрияко, Н.А. Броерская, В.А. Гришин, Г.Б. Мезенцева, Ю.Н. Орлов, Е.А. Ривин, Г.Л. Штейнбух.

Утверждено Департаментом стратегии развития и научно-технической политики РАО "ЕЭС России" 04.05.2000.

Начальник Ю.Н. Кучеров.

Согласовано с Департаментом государственного энергетического надзора и энергоснабжения Министерства топлива и энергетики Российской Федерации 22.04.2000.

Начальник Б.П. Варнавский.

Введено впервые.

Настоящая Типовая программа разработана в соответствии с требованиями [1], [2] с учетом специфики эксплуатации электрических сетей АО-энерго и устанавливает отраслевой порядок проведения энергетических обследований сетей.

Типовая программа предназначена для подразделений электрических сетей АО-энерго и энергоаудиторов, осуществляющих энергетическое обследование.

Подразделение (филиал) электрических сетей (ПЭС) - структурная единица АО-энерго.

Показатель энергоэффективности ПЭС - абсолютная и относительная величина потерь электроэнергии в электрических сетях.

Энергоаудитор - юридическое лицо (организация, кроме государственных надзорных органов), осуществляющее энергетическое обследование и имеющее лицензию на производство этих работ.

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

Технический (контрольный) учет электроэнергии - учет электроэнергии для контроля расхода электроэнергии по ПЭС для расчета и анализа потерь электроэнергии в электрических сетях, а также для учета расхода электроэнергии на производственные нужды.

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

Система учета электроэнергии - совокупность измерительных комплексов, установленных на подстанциях.

АСКУЭ - автоматизированная система контроля и управления потреблением и сбытом электроэнергии.

Отчетные потери электроэнергии - разность между электроэнергией, поступившей в сеть и отпущенной из сети ПЭС за отчетный период в соответствии с формами отчетности 46-ЭС и 5-энерго.

Технические потери электроэнергии - технологический расход электроэнергии на ее транспорт по электрическим сетям, определяемый расчетным путем.

Коммерческие потери электроэнергии - разность между отчетными и техническими потерями.

Нормативные потери электроэнергии - величина технических потерь с учетом погрешности систем измерения электроэнергии.

Мероприятия по снижению потерь электроэнергии - комплекс организационных и технических мероприятий, направленных на снижение потерь электроэнергии в ПЭС с целью их последовательного доведения до нормативного уровня.

Основной единицей обследования в электрических сетях АО-энерго принимается ПЭС. В случае отсутствия отчетности по энергобалансу в ПЭС в качестве единицы обследования принимается АО-энерго (в части электрических сетей).

Энергетические обследования проводятся в целях определения соответствия уровня эксплуатации энергообъектов требованиям нормативно-технической документации, оценки показателя энергоэффективности передачи и распределения электроэнергии, определения возможностей его снижения, разработки и реализации эффективных энергосберегающих мероприятий.

Все ПЭС подлежат обязательному энергетическому обследованию согласно [2], выполняемому региональными (территориальными) управлениями Госэнергонадзора России или энергоаудиторами, имеющими лицензию на производство этих работ.

Настоящая Типовая программа определяет необходимый объем и порядок проведения энергетических обследований ПЭС.

Для оценки эффективности передачи и распределения электроэнергии по электрическим сетям в целом по ПЭС, учитывая специфику их эксплуатации, принимаются два вида энергетических обследований ПЭС: первичное и внеочередное.

При проведении энергетического обследования ПЭС с целью определения состояния оборудования и системы учета электроэнергии выборочно намечаются подстанции - представители по всем классам напряжения.

Первичное энергетическое обследование

Первичному энергетическому обследованию подлежат все ПЭС, находящиеся в эксплуатации в соответствии с утвержденным планом проверок, в котором должна быть отражена приоритетная очередность проверки ПЭС с высоким уровнем потерь.

При первичном обследовании проводится оценка потерь электроэнергии в электрических сетях ПЭС, состояния оборудования, расчетного и технического учета электроэнергии на намеченных подстанциях в соответствии с требованиями [3, 7, 8], сопоставление отчетных потерь электроэнергии с их нормативными значениями и выявляются причины их несоответствия.

По итогам первичного энергетического обследования составляется акт, отражающий результаты проверки, выдаются рекомендации по устранению выявленных нарушений и определяются мероприятия по снижению потерь электроэнергии.

Внеочередное энергетическое обследование

Внеочередное энергетическое обследование проводится в случае необоснованного роста потерь электроэнергии по инициативе руководителя энергоснабжающей организации (АО-энерго), регионального (территориального) управления Госэнергонадзора России, территориальной инспекции по эксплуатации электростанций и сетей (Энерготехнадзора), органа администрации субъекта Российской Федерации, Представительства РАО "ЕЭС России" по управлению акционерными обществами, а также, если результаты обследования, проведенного энергоаудитором, вызывают сомнение в их достоверности.

По результатам внеочередного обследования составляется акт, который должен содержать заключение о причинах нарушений и рекомендации по их устранению.

2.1. Ознакомление с организацией работы ПЭС и энергосбыта по учету, расчету и отчетности по потерям электроэнергии (методы, формы, распределение обязанностей, эффективность работы по контролю за снижением потерь).

2.2. Состояние расчетного и технического учета электроэнергии в ПЭС и его соответствие требованиям [3, 8].

2.3. Результаты проверки измерительных цепей трансформаторов тока и напряжения на соответствие нормативным требованиям.

2.4. Организация работы энергосбыта с потребителями по выявлению безучетного электропотребления (хищений), снижению абонентской задолженности, повышению компенсации реактивной мощности и др.

2.5. Оценка балансов активной и реактивной мощности характерных режимов.

2.6. Анализ ограничений, препятствующих реализации режимов с наименьшими потерями.

2.7. Организация работы по анализу балансов электроэнергии на подстанциях (ПС) ПЭС. Количество ПС, где балансы не составляются.

2.8. Структура потерь электроэнергии в соответствии с требованиями [5]. Анализ причин изменения структуры, методы и программы расчета потерь электроэнергии.

2.9. Порядок формирования планов и отчетов о выполнении мероприятий по снижению потерь электроэнергии.

3.1. Проверить эффективность работы основного силового оборудования и собственных нужд подстанций:

уровень загрузки, расчет и учет потерь электроэнергии в силовых трансформаторах, шунтирующих реакторах, трансформаторах собственных нужд (СН);

режимы работы синхронных компенсаторов и батарей статических конденсаторов, резервных трансформаторов СН (нормально включены или отключены), освещения во всех помещениях, устройств вентиляции и электрического отопления помещений и т.д.

3.2. Определить загрузку сетей ПЭС с целью выявления перегруженных линий.

3.3. Проанализировать схемы питания собственных нужд ПС и потребительских КРУ с целью:

проверки выполнения требований нормативно-технической документации в части недопустимости подключения к шинам собственных нужд сторонних потребителей. При выявлении фактов проверить порядок учета электроэнергии по этим линиям и ее списание [7, п. 6.6.3];

оценки правильности учета и списания электроэнергии на собственные и хозяйственные нужды ПС (в случае наличия производственных нужд провести по ним аналогичную проверку) [3, приложения N 1, 4].

3.4. Проверить состояние схем и средств учета электроэнергии согласно [8, п. 1.5.15, 9].

В том числе:

соответствие класса точности расчетных счетчиков требованиям [8, п. 1.5.15];

отсутствие паек в электропроводах к счетчикам расчетного учета [8, п. 1.5.33];

наличие на счетчиках двух пломб: на винте, крепящем кожух счетчика, - пломба госповерителя; на зажимной крышке - пломба энергоснабжающей организации;

соответствие класса точности счетчиков реактивной энергии требованиям [8, п. 1.5.15];

наличие в схемах учета электроэнергии других включенных приборов и устройств, влияющих на точность учета или на приборы учета, включенные в схемы РЗА и т.п.;

нагрузку вторичных обмоток измерительных трансформаторов с определением (инструментально) значений потерь в цепях напряжения расчетных счетчиков и счетчиков технического учета [8, п. 1.5.19];

наличие (утвержденной руководителем) схемы размещения приборов расчетного и технического учета электрической энергии, соответствующей полному вводу электроустановки в эксплуатацию в соответствии с проектом [3, п. п. 10.1; 10.2];

периодичность и объемы калибровки расчетных счетчиков в соответствии с местной инструкцией [3, п. п. 10.11; 10.13; 10.14; 10.15; 10.16].

3.5. Проверить соответствие АСКУЭ основным нормируемым метрологическим характеристикам [10].

3.6. Проконтролировать достоверность учета электроэнергии по фактическому и допустимому небалансам, а также анализа расчетов предела допустимой относительной погрешности [3, п. п. 4.9 - 4.11].

3.7. Проверить помещения и температурный режим в них, где установлены приборы учета (не ниже 0 °С, не выше 40 °С).

3.8. Проверить соответствие класса точности трансформаторов тока и напряжения для присоединения расчетных счетчиков (не более 0,5). При первичном обследовании ПЭС проверить реальную погрешность ТТ для коммерческого учета на всех присоединениях.

4.1. Провести анализ отчетных и технических (расчетных) потерь электроэнергии за последние три года как в целом за год, так и поквартально.

Технические (расчетные) потери электроэнергии в электрических сетях в соответствии с [5] включают в себя "переменные" или "нагрузочные" потери, зависящие от нагрузки линий и силовых трансформаторов, и "условно-постоянные" потери, не зависящие от нагрузки.

4.2. Провести анализ методики и программы расчета технических потерь электроэнергии и их соответствие требованиям [5].

4.3. Провести оценку коммерческих потерь электроэнергии.

Коммерческая составляющая потерь электроэнергии характеризует деятельность энергосбыта по сбору информации о полезном отпуске электроэнергии и ее оплате. Она включает в себя такие факторы, как неодновременное снятие показаний счетчиков, погрешности систем учета, безучетное пользование электроэнергией (в том числе хищения) и др.

В соответствии с [3] анализировать деятельность ПЭС следует путем определения фактического и допустимого небалансов электроэнергии за отчетный период (квартал, год). Если значение фактического небаланса превышает его допустимое значение, это означает, что имеют место коммерческие потери электроэнергии и следует рекомендовать персоналу ПЭС выявить причины этого и принять меры по их устранению. Для этого необходимо в первую очередь проверить соответствие фактического и допустимого небалансов по крупным подстанциям. Формулы определения небалансов приведены в [3].

4.4. Провести анализ нормативной характеристики потерь электроэнергии (НХПЭ), которая представляет собой зависимость потерь электроэнергии от факторов, на них влияющих. В основу этой зависимости должны быть положены расчеты технических потерь электроэнергии в соответствии с [5]. Отразить в акте, кем и по какой методике разработана используемая НХПЭ.

4.5. Провести анализ выполненных мероприятий по снижению потерь электроэнергии [6], в том числе организационных, технических, и мероприятий по совершенствованию систем расчетного и технического учета электроэнергии (за последние три года и на плановый период):

определить номенклатуру и количество выполненных и планируемых мероприятий;

определить динамику удельного эффекта от выполнения мероприятий по снижению потерь электроэнергии (тыс. кВт.ч на единицу измерения в год);

определить эффективность выполненных мероприятий (% значения потерь электроэнергии);

проанализировать деятельность энергосбыта по выявлению безучетного потребления электроэнергии, внедрению АСКУЭ и других работ по снижению потерь;

дать рекомендации по дополнительному снижению потерь электроэнергии в ПЭС на основании проведенного анализа потерь электроэнергии и выполненных мероприятий по их снижению.

Персонал обследуемых ПЭС и подстанций обязан оказывать содействие проведению обследования, а именно:

5.1. Предварительно до начала обследования подготовить справку в соответствии с разделом 2 настоящей Типовой программы и заполнить форму, приведенную в Приложении.

5.2. Обеспечить доступ аудиторов к обследуемым объектам.

5.3. Назначить лицо, ответственное за проведение энергетического обследования.

5.4. Представить необходимую техническую документацию.

По завершении энергетического обследования региональные (территориальные) управления Госэнергонадзора России или энергоаудиторы оформляют акт о проведении энергетического обследования с приложениями:

баланс электроэнергии по ПЭС за отчетный период;

энергетический паспорт по выборочным подстанциям;

рекомендации по снижению потерь электроэнергии.

В результатах энергетического обследования должно быть проанализировано значение потерь электроэнергии, раскрыты причины выявленных нарушений в организации технического и коммерческого учета электроэнергии, предложены технические и организационные мероприятия по снижению потерь электроэнергии с указанием их прогнозируемого значения в результате внедрения мероприятий, а при необходимости внесены изменения в энергетический паспорт ПС.

Акты по результатам проведенных энергетических обследований подписываются уполномоченными аудиторами и представителями ПЭС. После подписания актов в них запрещается вносить изменения и дополнения. При наличии разногласий по содержанию актов окончательное решение принимает энергоаудитор, а представитель ПЭС вправе изложить свое собственное мнение, которое прилагается к акту. Акт доводится до сведения руководителя организации, эксплуатирующей энергообъект, который им подписывается. В случае его отказа от подписи в акте энергетического обследования делается соответствующая запись.

Энергоаудитор передает полный акт о проведенном энергетическом обследовании не менее чем в двух экземплярах в ПЭС, а в десятидневный срок после подписания акта о проведенном энергетическом обследовании - региональному (территориальному) управлению Госэнергонадзора России.

Региональное (территориальное) управление Госэнергонадзора России обобщает результаты энергетических обследований по поднадзорной территории и передает оформленные обобщенные результаты в вышестоящие органы: в Департамент государственного энергетического надзора и энергосбережения Минтопэнерго России, в региональные представительства РАО "ЕЭС России", в отдел энергосбережения Департамента стратегии развития и научно-технической политики РАО "ЕЭС России", в Департамент финансового аудита РАО "ЕЭС России" и в администрации субъектов Российской Федерации.

В указанном документе следует отразить результаты проверки в соответствии с п. 1.2 настоящей Типовой программы. Отчет должен содержать подробную информацию о проведенной работе.

Всего по разд. I ______,

где m1 - количество точек учета, фиксирующих поступление электроэнергии в сети ПЭС.

Всего по разд. II ______,

где m2 - количество точек учета, фиксирующих отпуск электроэнергии в сети других собственников.

Всего по разд. III ______,

где:

n1 - число точек учета однофазных потребителей;

n3 - число точек учета трехфазных потребителей;

n = n1 + n3.

Всего ______ тыс. кВт.ч.

Определяются расчетным путем _________________________________

______________________________________________________________

Определяется в соответствии с [3] _______________________ %.

1. Характеристика ПС

1.1. Год пуска в эксплуатацию основного оборудования по группам (очередям).

1.2. Характеристика схем электрических соединений ПС

1.2.1. Характеристика главных схем электрических соединений ПС (класс напряжения, тип главной схемы, количество отходящих линий, трансформаторов и автотрансформаторов связи с энергосистемой, наличие шунтирующих реакторов, синхронных компенсаторов, вид исполнения распределительных устройств и т.п.).

1.2.2. Характеристика схем собственных нужд ПС.

1.3. Перечень основного электротехнического оборудования с краткой технической характеристикой (трансформаторы и автотрансформаторы, трансформаторы тока и напряжения, реакторы, синхронные компенсаторы и т.п.).

1.4. Баланс электроэнергии на ПС (типовая форма)

Всего по разд. I ______

Всего по разд. II _____

Всего по разд. III _____

Всего по разд. IV _____

Всего по разд. V _____

Всего по разд. VI _____

Определяются расчетным путем на основе графиков нагрузки и технических данных трансформаторов _______________________________

Определяется в соответствии с [3]

__________________________ % _______________________

1. Федеральный закон "Об энергосбережении" от 3 апреля 1996 г. N 28-ФЗ.

2. Правила проведения энергетических обследований организаций (утверждены Минтопэнерго России 25.03.1998).

3. Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении: РД 34.09.101-94. М.: СПО ОРГРЭС, 1995.

4. Справочник по проектированию электроэнергетических систем. Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. М.: Энергоатомиздат, 1985.

5. Инструкция по расчету и анализу технологического расхода электрической энергии на передачу по электрическим сетям энергосистем и энергообъединений: И 34-70-030-87. - М.: СПО Союзтехэнерго, 1987.

6. Инструкция по снижению технологического расхода электрической энергии на передачу по электрическим сетям энергосистем и энергообъединений: И 34-70-028-86. М.: СПО Союзтехэнерго, 1987.

7. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации: РД 34.20.501-95. М.: СПО ОРГРЭС, 1996.

8. Правила устройства электроустановок. 6-е изд. М.: Энергоатомиздат, 1985.

9. Типовая методика выполнения измерений количества электрической энергии: РД 34.11.333-97. М.: АО ВНИИЭ, 1997.

10. Автоматизированные системы контроля и учета электроэнергии и мощности. Основные нормируемые метрологические характеристики. Общие требования: РД 34.11.114-98. М.: АО ВНИИЭ, 1997.