РОССИЙСКОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО
ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ «ЕЭС РОССИИ»
ТИПОВАЯ
ПРОГРАММА ПРОВЕДЕНИЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ОБСЛЕДОВАНИЙ ПОДРАЗДЕЛЕНИЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
СЕТЕЙ АО-ЭНЕРГО
РД
153-34.0-09.166-00
Москва 2000
СОДЕРЖАНИЕ
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»
04.05.2000г. Начальник Ю.Н.Кучеров
Согласовано с Департаментом государственного энергетического надзора и
энергосбережения Министерства топлива и энергетики Российской Федерации
22.04.2000г. Начальник Б.П.Варнавский
Вводится в действие с
01.06.2000г.
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.
1.2. Предмет и цель
обследования
Основной
единицей обследования в электрических сетях АО-энерго принимается ПЭС. В случае
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 возможности ее 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, принимается 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 проводятся 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 нарушения и рекомендации по их устранению.
2. ВОПРОСЫ,
РАССМАТРИВАЕМЫЕ АУДИТОРАМИ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБСЛЕДОВАНИЯ ПЭС
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
соответствия требованиям [3,
8].
2.3.
Результаты проверки измерительных цепей трансформаторов тока и напряжение на
соответствие нормативным требованиям.
2.4.
Организация работы энергосбыта с потребителями по выявлению безучетного
энергопотребления (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 хозяйственных
нужды ПС (в случае наличия производственных нужд провести по ним аналогичную
проверку) [3,
приложения № 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,
пп. 10.11; 10.2];
периодичность
и объемы калибровки расчетных счетчиков в соответствии с местной инструкцией [3,
пп.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,
пп.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 характеризуется
деятельностью
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 хищение) 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 обследований подготовить справку в соответствии с разд.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» и
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.
№
пп
|
Номера счетчиков:
расчётных, технических
|
Наименование объектов учета
|
Показание счетчиков
|
Разность показаний счетчиков за месяц
|
Коэффициент счетчиков
|
Количество электроэнергии, учтенной
счетчиком тыс кВт*ч
|
Примечание
|
на 0ч 1-го числа текущего месяца
|
на 0ч 1-го числа истекшего месяца
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
I.
Поступило электроэнергии от АО-энерго и других собственников (РАО «ЕЭС
России», другие АО-энерго)
|
1
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2
|
|
|
|
|
|
|
|
|
m1
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Всего по разд. I._________________,
где m1 -
количество точек учета, фиксирующих поступление электроэнергии в сети ПЭС.
II. Отпуск электроэнергии в сети АО-энерго и других
собственников (РАО «ЕЭС России», другие АО-энерго)
|
1
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2
|
|
|
|
|
|
|
|
|
m2
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Всего по разд. II._________________
где m2 - количество точек учета, фиксирующих отпуск
электроэнергии в сети других собственников.
|
III.
Полезный отпуск потребителям, включая хозяйственные нужды
Обозначение
|
Количество
точек учета
|
Суммарное
количество электроэнергии
|
n 1
n 3
n
|
|
|
Всего по разд. III.________________,
где n 1 - число точек
учета однофазных потребителей;
n
3 - число точек учета трехфазных потребителей;
n = n 1+n 3
IV.
Производственные нужды
(по данным энергосбыта)
Всего___________________тыс.кВт*ч.
V. Отчетные относительные потери электроэнергии
в сети ПЭС
VI. Технические потери электроэнергии в сети ПЭС
Определяются расчетным путем
|
|
|
VII.
Допустимый небаланс
Определяется
в соответствии с [3]
|
|
%
|
VIII.
Фактический баланс электроэнергии по ПЭС
1.
Поступило в сети ПЭС, всего (I)
|
|
2. Технические потери электроэнергии в сети ПЭС, всего (VI)
|
|
3.
Полезный отпуск электроэнергии потребителям и отпуск другим собственникам,
всего (II +
III)
|
|
4.
Производственные нужды (IV)
|
|
5. Фактический небаланс
|
|
6.
Коммерческие потери, % к отчетному значению потерь
|
|
|
7.
Допустимый небаланс (доля коммерческих потерь от допустимой погрешности учета
электроэнергии) (VII),
%
|
|
|
|
|
|
|
|
УТВЕРЖДАЮ
Главный
инженер ПЭС
|
|
«
|
|
»
|
|
2000г.
|
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ПАСПОРТ ПОДСТАНЦИИ
|
Составлен
на основании результатов энергетического обследования, проведенного
|
|
|
|
наименование организации, проводившей
обследования
|
|
с
|
|
по
|
|
г.
|
Начальник ПС
|
|
|
|
Лицензия №
|
|
|
|
|
|
Кем выдана
|
|
ф.и.о.
|
подпись
|
дата
|
|
Дата выдачи.
|
|
Аудитор организации, проводившей
энергетические обследования наименование организации ф.и.о. подпись дата
|
|
|
|
наименование организации
|
ф.и.о.
|
подпись
|
дата
|
|
Полное наименование подразделения и
его адрес
|
|
Наименование вышестоящей организации
|
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.).
Номер по схеме
|
Наименование оборудования
|
Тип
|
Основные технические характеристики
|
Примечание (режим работы
оборудования)
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
|
Силовые
трансформаторы
|
|
ΔРхх
|
|
|
Трансформаторы
тока
|
|
Класс
точности
|
|
|
Трансформаторы
напряжения
|
|
Класс
точности
|
|
|
Реакторы
|
|
ΔРр
|
|
|
Синхронные
компенсаторы
|
|
ΔРск
|
|
|
БСК
|
|
ΔРбск
|
|
1.4.
Баланс электроэнергии на ПС (типовая форма)
№
пп
|
Номера счетчиков:
расчётных, технических
|
Наименование объектов учета
|
Показание счетчиков
|
Разность показаний счетчиков за месяц
|
Коэффициент счетчиков
|
Количество электроэнергии, учтенной
счетчиком
|
Примечание
|
на 0ч 1-го числа текущего месяца
|
на 0ч 1-го числа истекшего месяца
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
I. Поступило
электроэнергии от АО-энерго и других собственников (РАО «ЕЭС России», другие
АО-энерго)
|
1
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Всего
по разд. I._________________,
II. Расход на
собственные нужды
|
1
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Всего
по разд. II._________________,
III. Расход на хозяйственные
нужды
|
1
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Всего
по разд. III._________________,
IV.
Расход на производственные нужды
|
1
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Всего
по разд. IV._________________,
V.
Отпуск электроэнергии потребителям
|
1
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Всего
по разд. IV._________________,
VI.
Отпуск электроэнергии в сети АО-энерго и других собственников (РАО «ЕЭС
России», другие АО-энерго)
|
1
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Всего
по разд. VI._________________,
|
VII. Потери
электроэнергии в понижающих трансформаторах
Определяются
расчетным путем на основе трафиков нагрузки и технических данных
трансформаторов
VIII. Допустимый
небаланс
Определяется в соответствии с [3]
|
|
%
|
|
IX. Баланс
электроэнергии на подстанции
1. Поступило на шины, всего (I)
|
|
2. Расход электроэнергии на подстанции, всего (II
+ III)
|
|
3. Отпуск
электроэнергии потребителям и в АО-энерго, всего (V + VI)
|
|
4. Фактический небаланс
|
|
5. Допустимый небаланс (VIII), %
|
|
6. Отпуск электроэнергии с шин подстанции, всего (I
- II)
|
|
В том числе по классам напряжения:
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Показатель
|
____г.
|
____г.
|
____г.
|
1
|
2
|
3
|
4
|
1. Отпуск электроэнергии в сеть. Млн.
кВт*ч (форма46-ЭС)
|
|
|
|
2. Потери электроэнергии, млн. кВт*ч (форма46-ЭС)
|
|
|
|
3. Нормативные потери электроэнергии
|
млн. кВт*ч
|
|
|
|
%
|
|
|
|
4. Технические потери электроэнергии
|
Условно - постоянные
|
|
|
|
Нагрузочные
|
|
|
|
5. Фактический эффект от выполнения мероприятий
по снижению потерь электроэнергии с учетом переходящего эффекта, тыс. кВт*ч
|
|
|
|
6. Фактическая эффективность от
выполнения мероприятий, % значения потерь электроэнергии
|
|
|
|
7. Количество трансформаторов и автотрансформаторов
с РПН, шт/МВ-А
|
35 кВ
|
|
|
|
110 кВ
|
|
|
|
220 кВ
|
|
|
|
330 кВ
|
|
|
|
500 кВ
|
|
|
|
8. То же с установленными
автоматическими регуляторами коэффициента трансформации (АРКТ), шт/МВ-А
|
35 кВ
|
|
|
|
110 кВ
|
|
|
|
220 кВ
|
|
|
|
330 кВ
|
|
|
|
500 кВ
|
|
|
|
9. Количество трансформаторов и
автотрансформаторов с РПН с действующими АРКТ, шт/МВ-А
|
35 кВ
|
|
|
|
110 кВ
|
|
|
|
220 кВ
|
|
|
|
330 кВ
|
|
|
|
500 кВ
|
|
|
|
10. Установленная реактивная мощность
компенсирующих устройств. Мвар
|
ПЭС
|
|
|
|
|
У потребителей
|
|
|
|
11. Ввод компенсирующих устройств
|
ПЭС
|
|
|
|
У потребителей
|
|
|
|
12. Коэффициент использования средств
компенсации реактивной мощности в режиме наибольших нагрузок,
|
БСК
|
|
|
|
СК
|
|
|
|
Генераторы в режиме СК
|
|
|
|
13. Уровень компенсации реактивной
мощностиmax
|
|
|
|
14. Количество абонентов
|
Всего
|
|
|
|
В том числе бытовых
|
|
|
|
15. Количество счетчиков
|
Трехфазных
|
|
|
|
Однофазных
|
|
|
|
16. Количество автоматизированных
систем учета электроэнергии (АСКУЭ)
|
Получено
|
|
|
|
Установлено
|
|
|
|
В работе
|
|
|
|
17. Количество счетчиков с
просроченными сроками госпроверки
|
Трехфазных
|
|
|
|
Однофазных
|
|
|
|
18. Количество безучетных
потребителей
|
|
|
|
19. Учет электропотребления на
собственные нужды подстанций
|
Необходимое количество счетчиков
|
|
|
|
В
том числе установленных
|
|
|
|
20. Учет электропотребления на хозяйственные
нужды ПС
|
Необходимое количество счетчиков
|
|
|
|
В
том числе установленных
|
|
|
|
21. Работа по влиянию хищений
электроэнергии
|
Количество проверенных счетчиков
|
|
|
|
Составлено актов: шт.
тыс. кВт*ч
|
|
|
|
|
|
|
Сумма
взыскиваемых штрафов
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1. Федеральный закон «Об энергосбережении» от 3 апреля
1996г. № 28-ФЗ.
2. Правила проведения
энергетических обследований организаций (утверждены Минтопэнерго России
25.03.98г.)
3. Типовая инструкция по учету
электроэнергии при ее производстве, передачи 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 расчета электрической энергии на передачу по
электрическим сетям энергосистем и энергообъединений: И 34-70-028-86. - М.: СПО
Союзтехэнерго. 1987.
6. Инструкции по снижению
технологического расчета 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.