НАЦІОНАЛЬНА КОМІСІЯ РЕГУЛЮВАННЯ ЕЛЕКТРОЕНЕРГЕТИКИ УКРАЇНИ

ПОСТАНОВА
від 19.10.98, N 1349
м. Київ

Додаток N 10
до Договору між членами
Оптового ринку електричної енергії

Затверджено
Рішенням Ради Оптового ринку електричної енергії
від 08.10.98, протокол N 12

(затверджене постановою НКРЕ
від 19.10.98 N 1349)

Інструкція
про порядок комерційного обліку електричної енергії

( Щодо змін додатково див.
Постанову Національної комісії,
що здійснює державне регулювання у
сферах енергетики та комунальних послуг
N 2539 від 02.10.2015)

Інструкція про порядок комерційного обліку (Інструкція) - це узгоджений документ, який визначає точки комерційного та технічного обліку, вимоги до вимірювання електричної енергії, процедури зчитування показань лічильників, а також порядок експлуатації засобів вимірювання для використання в системі забезпечення функціонування Оптового ринку електричної енергії України (Енергоринок).

Інструкція розповсюджується на Сторони, які беруть участь в діяльності Енергоринку згідно Договору між членами Енергоринку (Договір).

Інструкція розповсюджується на всі засоби обліку електроенергії та визначення потужності, які застосовуються Сторонами Договору в електроустановках, що діють та споруджуються.

Сторони Договору мають право доступу до засобів обліку вимірювальних комплексів і систем обліку на всіх електростанціях, підстанціях та підприємствах для контролю зчитування показань лічильників, а також, якщо вони мають на це відповідні повноваження для виконання інспекційних та регламентних робіт за участю персоналу цього енергооб'єкту.

Представники Енерготехнагляду мають право доступу до систем обліку для виконання інспекційних робіт в межах своїх повноважень.

З введенням в дію Інструкції втрачає чинність для Сторін Договору "Временная инструкция по учету электроэнергии", що затверджена Міненерго України від 17.05.95 р.

1. Основні визначення

1.1. Керівник Системи комерційного обліку Енергоринку - Сторона, яка відповідає за функціонування Системи комерційного обліку Енергоринку, реєструє її та веде Реєстр Систем комерційного обліку Енергоринку.

1.2. Реєстр Систем комерційного обліку Енергоринку (Реєстр) - перелік зареєстрованих Операторів та Систем комерційного обліку.

1.3. Оператор системи комерційного обліку (Оператор) - Сторона, на ім'я якої зареєстрована Система комерційного обліку і яка несе відповідальність за її функціонування. Оператор призначається власником системи комерційного обліку і затверджується Керівником системи комерційного обліку.

1.4. Система комерційного обліку (Система обліку) - сукупність вимірювальних комплексів, які об'єднуються відповідним обладнанням збору, передачі та обробки даних локального, регіонального рівня для визначення точного обсягу споживання електричної енергії Постачальниками електричної енергії та обсягу електричної енергії, поставленої в Енергоринок Виробниками електричної енергії.

1.5. Система комерційного обліку Енергоринку - сукупність Систем обліку членів Енергоринку , які об'єднуються з відповідними системами збору, передачі та обробки даних і дозволяють утворити єдиний інформаційний комплекс для контролю за виробітком, розподілом та споживанням електроенергії в Енергоринці.

1.6. Обладнання збору, передачі та обробки даних - обчислювальна система (локальна, регіональна, центральна), яка збирає, обробляє, накопичує і передає дані про параметри потоків електроенергії та потужності.

1.7. Розрахунковий (комерційний) облік електроенергії - облік виробленої, а також відпущеної електроенергії для грошового розрахунку за неї. Лічильники, що встановлюються для розрахункового обліку, мають назву розрахункових лічильників.

1.8. Технічний (контрольний) облік електроенергії - облік для контролю витрат електроенергії на електростанції, підстанції, підприємстві, а також для обчислення і аналізу втрат електроенергії в електричних мережах всіх класів напруги. Лічильники, що встановлюються для технічного обліку, мають назву лічильників технічного обліку.

1.9. Лічильник, що враховує активну електроенергію, має назву лічильник активної електроенергії.

1.10. Лічильник, що веде облік інтегрованої реактивної потужності за період часу, має назву - лічильник реактивної електроенергії.

1.11. Вимірювальний комплекс засобів обліку електроенергії (вимірювальний комплекс) - сукупність обладнання одного приєднання, що призначене для вимірювання та обліку електроенергії (вимірювальні трансформатори струму та напруги, лічильники електроенергії, перетворювачі імпульсів, пристрої обліку і лінії зв'язку) та з'єднані між собою по встановленій схемі.

1.12. Перетворювач імпульсів - технічний засіб, що перетворює кількість обертів лічильника в імпульсний сигнал.

1.13. Пристрій (автоматизована система) обліку електроенергії - засіб вимірювання, що збирає та обробляє вимірювальну інформацію з декількох вимірювальних комплексів встановлених на об'єкті обліку.

1.14. Точка обліку - точка електричної мережі, що відповідає місцю встановлення лічильника електричної енергії.

1.15. Витрати електроенергії на власні потреби електростанцій та підстанцій - споживання електроенергії струмоприймачами, які забезпечують необхідні умови функціонування електростанцій та підстанцій в технологічному процесі виробництва, перетворення і розподілу енергії (додаток 1).

1.16. Витрати електроенергії на господарські потреби електричних мереж споживання електроенергії допоміжними та непромисловими підрозділами, які знаходяться на балансі підприємств електромереж, необхідне для обслуговування основного виробництва але безпосередньо не зв'язане з технологічними процесами передачі і розподілу електроенергії (додаток 2).

1.17. Обліковий час Енергоринку - це єдиний на усій території України час, відповідно з яким визначається розрахунковий період для кожного типу тарифів та для кожної групи споживачів.

1.18. Міждержавна лінія електропередачі - лінія, що з'єднує електричні мережі України з електричними мережами інших держав.

1.19. Магістральна лінія електропередачі - лінія рівня напруги 220 (154) кВ і вище.

1.20. Міжобласна лінія електропередачі - лінія, що з'єднує електричні мережі різних областей (Сторони Енергоринку) рівня напруги 110 (154) кВ і нижче.

1.21. Нормативні документи по забезпеченню єдності вимірювань міжнародні стандарти, державні стандарти, галузеві стандарти, правила, положення, Інструкції, технічні вимоги, рекомендації та інші документи, що стосуються обліку-електричної енергії (додаток 3).

1.22. Метрологічна служба - мережа підприємств, установ та Організацій, окреме підприємство, установа, організація або окремий підрозділ, на який покладена відповідальність по забезпеченню єдності вимірювань.

1.23. Повірка засобу вимірювання - встановлення спроможності засобу вимірювання до застосування на основі контролю метрологічних характеристик та їх відповідності встановленим вимогам.

1.24. Державна повірка засобу вимірювання - повірка органами Держстандарту України.

1.25. Первинна повірка засобу вимірювання - перша повірка, яка проводиться при випуску його з виробництва або ремонту.

1.26. Періодична повірка засобу вимірювання - повірка при його експлуатації та збереженні через визначені періоди часу.

1.27. Позачергова повірка засобу вимірювання - повірка до строку його чергової періодичної повірки.

1.28. Повірочне тавро - це знак, який наноситься на засіб вимірювання або пломбу та свідчить про факт його повірки і признання придатним до експлуатації.

1.29. Перевірка засобів вимірювання - це визначення експлуатуючою організацією похибок засобів вимірювання та встановлення його придатності до застосування на місці установлення.

1.30. Період інтеграції - інтервал часу, за який фіксується значення енергії та потужності.

1.31. Верифікація - комплекс процедур перевірки точності і достовірності даних (інформації).

2. Загальні положення

2.1. Основною метою Систем обліку електроенергії є отримання достовірної інформації про обсяг виробництва, передачі, розподілу, споживання електроенергії та потужності на Енергоринку для вирішення наступних техніко-економічних завдань:

2.1.1. Комерційні розрахунки за електроенергію і потужність між членами Енергоринку.

2.1.2. Керування режимами енергоспоживання.

2.1.3. Визначення та прогнозування всіх складових балансу електроенергії.

2.1.4. Визначення вартості і собівартості виробництва, передачі та розподілу електроенергії.

2.2. Весь обсяг активної та реактивної енергії, що передана та отримана Членами Енергоринку, повинен визначатися за допомогою Систем обліку, які встановлені, експлуатуються та обслуговуються, як це визначено в Інструкції, а також які повинні бути обов'язково занесенні до Реєстру і Оператори яких зареєстровані у Керівника Системи комерційного обліку Енергоринку.

2.3. Кожному Члену Енергоринку потрібно узгодити з відповідною електроенергетичною системою і зареєструвати у Керівника системи комерційного обліку Енергоринку Систему обліку. Кожен вимірювальний комплекс, що входить до складу Системи обліку, повинен мати технічний паспорт - протокол (додаток 4.). Надана Система обліку затверджується Розпорядником системи розрахунків. Зміна місць елементів вимірювального комплексу потребує обов'язкового погодження з відповідною електроенергетичною системою.

2.4. Системи обліку повинні відповідати вимогам нормативних документів.

2.5. Усі суперечки між Членами Енергоринку або непорозуміння, що стосуються експлуатації Систем обліку, повинні вирішуватися відповідною електроенергетичною системою, Керівником системи комерційного обліку, Радою Енергоринку.

2.6. Системи обліку, які занесені до Реєстру на дату впровадження, можуть не відповідати вимогам Інструкції та нормативних документів, тому кожен Оператор повинен у термін узгоджений з Керівником Системи комерційного обліку Енергоринку, скласти графік поетапної заміни обладнання, яке не відповідає її вимогам. Проект технічного завдання на встановлення Систем обліку узгоджуються з відповідною електроенергетичною системою, Керівником Системи комерційного обліку Енергоринку і затверджуються Розпорядником системи розрахунків.

2.7. В кожній точці обліку рівня напруги 11.0 кВ та вище, де електроенергія продається або купується згідно з Правилами Енергоринку , для виконання верифікації повинні бути встановленні два лічильники (основний та дублюючий) однакового класу точності. Тимчасово, до технічного переоснащення Системи комерційного обліку можлива відсутність дублюючого лічильника, або застосування дублюючого лічильника з нижчим класом точності. До дублюючих лічильників ставляться однакові технічні та експлуатаційні вимоги, як і до основних.

2.8. В кожній точці обліку, де постачання електроенергії можливо у двох напрямках, повинні бути встановленні лічильники "прийому" та "віддачі". На міждержавних і міжобласних ПЛ напругою 110 кВ та вище розрахунковими є лічильники "прийому" та "віддачі" на обох кінцях ПЛ, а на ПЛ 35 кВ і нижче за узгодженням Сторін.

2.9. Якщо на приєднанні встановлені основні та дублюючі лічильники, то у разі виходу з ладу основного лічильника до його заміни, розрахунковим стає дублюючий. Якщо відмовив лічильник (лічильники) на одному кінці ПЛ, за розрахункові беруться показання лічильника (лічильників) іншого кінця ПЛ, з розрахунковим визначенням втрат.

2.10. Похибки розрахункових лічильників "прийому" та "віддачі", встановлених на різних кінцях ПЛ, узгоджуються і регулюються на однакові або близькі за величиною та знаком.

2.11. При відключенні лінії електропередачі з однієї сторони, - в разі рахування лічильником електроенергії з іншої сторони, дані показання треба відносити до втрат. Розподіл втрат електроенергії між суміжними сторонами проводиться згідно Методики про визначення втрат електроенергії у трансформаторах і лініях електропередач, що враховуються при фінансових розрахунках за електроенергію розрахунковим шляхом. Розпорядник системи розрахунків Енергоринку повинен переконатися, що такі розрахунки втрат визначені вірно. Розрахунки узгоджуються зацікавленими Сторонами.

2.12. Тимчасово допускається, як розрахункова, система погодинного обліку, побудована з поділом на години добових даних лічильників на основі інтегрованих значень телевимірювань або на інших, узгоджених з Керівником системи комерційного обліку і затверджених Розпорядником системи розрахунків Енергоринку методах, з подальшим коригуванням на підставі щомісячних актівзвірок (додатки 5 і 6), та обов'язковим переоснащенням в подальшому на Систему обліку електроенергії.

2.13. Генеруючі та енергопостачальні компанії, незалежні енергопостачальники повинні забезпечувати:

2.13.1. Щоденне подання в відповідні електроенергетичні системи даних за минулу добу у формі та у терміни, встановлені Енергоринком.

2.13.2. Спільне з відповідною електроенергетичною системою вживання заходів щодо оснащення Системи обліку згідно з вимогами Інструкції.

2.14. Метрологічне забезпечення засобів обліку електроенергії повинно здійснюватися органами Держстандарту та метрологічними підрозділами суб'єктів Енергоринку за належністю на основі нормативних документів.

2.15. Вторинні ланцюги обліку електроенергії повинні відповідати вимогам нормативної документації. Їх періодична перевірка повинна проводитися не менше одного разу на 2 роки.

2.16. Відповідальність за збереження лічильників, пристроїв обліку та цілість пломб несе організація на об'єкті якої вони встановлені.

2.17. На основі Інструкції при необхідності складаються місцеві інструкції, які конкретизують окремі її положення та при необхідності узгоджуються зацікавленими сторонами.

3. Облік електроенергії на електростанціях

3.1. Облік електроенергії на електростанціях організовується для визначення її виробітку, власного споживання електростанції та відпуску електроенергії в Енергоринок відповідно до вимог Інструкції та нормативних документів.

3.2. Розрахункові лічильники повинні встановлюватись:

3.2.1. На генераторах для контролю виконання кожним блоком диспетчерського графіка навантаження;

3.2.2. На стороні вищого рівня напруги блочного трансформатора для визначення фактичного відпуску електроенергії;

3.2.3. На лініях напругою 110 кВ і нижче, що відходять від станції згідно з актами розмежування балансової належності та експлуатаційної відповідальності Сторін (для рівня напруги 110 кВ та нижче розрахункові лічильники можуть бути встановлені на трансформаторах і автотрансформаторах зв'язку, які живлять шини цієї напруги, в випадках коли нема необхідності розділу кількості відпущеної електроенергії між декількома електропостачальними організаціями або споживачами).

3.2.4. На обхідному вимикачі (ОВ) або шинороз'єднувальному вимикачі (ШРВ).

3.2.5. На резервних трансформаторах власних потреб.

3.2.6. Для споживачів, що живляться від внутрішньостанційної електричної мережі.

3.3. У разі, коли відсутня можливість обліку на стороні вищого рівня напруги блочного трансформатора для визначення фактичного відпуску електроенергії та для визначення обсягу електроенергії, яку продає Енергоринок Постачальникам електричної енергії, розрахункові лічильники встановлюються:

3.3.1. На генераторах для контролю виконання кожним блоком диспетчерського графіка навантаження;

3.3.2. На лініях усіх класів напруги, що відходять від станції згідно з актами розмежування балансової належності та експлуатаційної відповідальності сторін.

3.3.3. На ОВ або ШРВ.

3.3.4. На резервних трансформаторах власних потреб.

3.3.5. Для споживачів, що живляться від внутрішньостанційної електричної мережі.

3.3.6. На автотрансформаторах зв'язку.

3.4. Обладнання вимірювальних комплексів і Системи обліку знаходяться на балансі генеруючої компанії, їх ремонт та періодична повірка здійснюється персоналом Оператора, а заміна та перевірка - спільно з відповідним персоналом усіх зацікавлених Сторін.

3.5. Обладнання вимірювальних комплексів і Системи технічного обліку знаходяться на балансі електростанції і експлуатуються її персоналом.

3.6. Оператор (генкомпанія) забезпечує роботу лічильників, вимірювальних трансформаторів з відповідним класом точності, а також надає зацікавленим Сторонам паспорти-протоколи вимірювальних комплексів, в яких повинні бути зазначені виміри навантажень струмових ланцюгів та ланцюгів напруги, і втрат напруги від трансформаторів напруги до лічильників.

3.7. Планові заміни та перевірки лічильників розрахункового обліку виконуються згідно з графіками. Графіки складаються електростанціями, узгоджуються з зацікавленими Сторонами та затверджуються відповідною електроенергетичною системою. При виявленні відхилень від норм провадиться заміна лічильників. Роботи виконує персонал Оператора (генкомпанії) у присутності представників всіх зацікавлених Сторін, для чого надсилається виклик її представникам. При відсутності офіційної відповіді на виклик протягом 2-х діб Оператор має право самостійно провести перевірку (заміну) приладів обліку з подальшим поданням протоколу перевірки (заміни) зацікавленим Сторонам. Лічильники та ланцюги зв'язку до трансформаторів струму та напруги, пломбуються відповідними Сторонами.

3.8. При виконанні ремонтно-налагоджувальних робіт у ланцюгах обліку, виконавець діє згідно з встановленим у п.3.7. порядком.

3.9. При живленні приєднання через ОВ або ШРВ електростанція повинна телефонограмою повідомити відповідній електроенергетичній системі, із зазначенням часу переходу на ОВ (ШРВ), початкове показання лічильника ОВ (ШРВ). При відновленні нормальної схеми живлення приєднання знов повідомляється час переходу на нормальну схему У та кінцеві показання лічильника ОВ (ШРВ). Ця інформація передається електроенергетичною системою усім зацікавленим Сторонам.

3.10. Облік електроенергії здійснюється відповідно з періодом інтеграції, який визначає Енергоринок (тимчасово - як вказано в п.2.12).

3.11. Лічильники технічного обліку електроенергії на електростанціях необхідно встановлювати:

3.11.1. На стороні вищої або нижчої напруги трансформаторів власних потреб (ТВП).

3.11.2. На робочих тиристорних та резервних збуджувачах.

3.11.3. На автотрансформаторах зв'язку, в разі його невикористання згідно п.3.2.3.

3.12. Класи точності розрахункових електролічильників і електролічильників технічного обліку електроенергії, вимірювальних трансформаторів струму та напруги, а також припустимі значення похибок вимірювального комплексу повинні відповідати вимогам додатку 7.

3.13. На кожній електростанції наказом повинен бути призначений відповідальний за технічний стан та експлуатацію засобів обліку електроенергії.

3.14. Щомісяця для оцінки точності системи обліку по записах показань лічильників в 0 годин облікового часу Енергоринку 1-го числа на кожній електростанції необхідно складати баланс електроенергії, який включає в себе:

3.14.1. В разі обліку згідно п.3.2.:

- відпуск електроенергії блоками електростанції - W ;

бл

- надходження електроенергії з зовнішніх мереж - W ;

ем

- відпуск електроенергії з шин електростанції по класах напруг - W ;

вд

- втрати електроенергії в автотрансформаторах зв'язку - дельта W. 3.14.2. В разі обліку згідно п.3.3.:

атр

- виробіток електроенергії генераторами електростанції - W ;

г

- надходження електроенергії з зовнішніх мереж - W ;

ем

- витрати електроенергії на власні потреби - W ;

вп

- відпуск електроенергії з шин електростанції по класах напруг - W ;

вд

- втрати електроенергії в головних трансформаторах електростанції, а також в автотрансформаторах зв'язку та ТВП (якщо лічильники встановлені на нижчій стороні), шунтуючих реакторах - W. тр

3.15. Всі складові балансу електроенергії, за винятком втрат електроенергії в трансформаторах електростанції визначаються на основі вимірювань розрахунковими лічильниками та лічильниками технічного обліку.

3.16. Втрати електроенергії в трансформаторах електростанції (в разі обліку згідно п.3.3.) і автотрансформаторах зв'язку визначаються згідно Методики про визначення втрат електроенергії у трансформаторах і лініях електропередач, що враховуються при фінансових розрахунках за електроенергію розрахунковим шляхом.

3.17. Для складання щомісячного балансу електроенергії і контролю за технічним станом засобів обліку повинен бути складений акт виробітку та відпуску електроенергії на електростанції (додаток 5), з урахуванням місць встановлення розрахункового обліку.

3.18. Акт виробітку та відпуску електроенергії на електростанції складається електростанцією за даними Системи обліку електроенергії, які фіксуються на 0 годин облікового часу Енергоринку 1-го числа кожного місяця.

Акт складається в трьох примірниках, які погоджують відповідна генеруюча компанія (електростанція) та відповідна електроенергетична система і 3-го числа кожного місяця надсилаються: перший в генеруючу компанію, другий в відповідну електроенергетичну систему, а третій залишається на станції.

3.19. Тимчасово, до впровадження Системи обліку, акт виробітку та відпуску електроенергії на електростанції повинна складати комісія по записах показань лічильників, які виконані оперативним персоналом електростанції в 0 годин державного часу 1-го числа кожного місяця.

В комісію входять представник Оператора (голова), представник відповідної електроенергетичної системи, відповідальний за облік електроенергії на електростанції та інші зацікавлені сторони (члени комісії). Акт складається в трьох примірниках : перший залишається на електростанції в групі обліку, а другий та третій надсилається 3-го числа кожного місяця в відповідні генеруючу компанію та електроенергетичну систему. В разі неприбуття представника Енергоринку (відповідної електроенергетичної системи) в призначений час, акт складається в односторонньому порядку комісією електростанції.

При наявності транзиту електроенергії через автотрансформатори зв'язку електростанції втрати електроенергії відносяться до електромереж і розраховуються по узгодженим відповідними електроенергетичними системами та Радою Методиками, які повинні передбачити механізм вилучення втрат для кожної електростанції окремо через індивідуальність схем обліку.

3.20. Для складання балансу і визначення техніко-екрномічних показників електростанції оперативний персонал щомісяця в один й той же час по визначеному маршруту повинен записувати показання розрахункових і технічних лічильників. Вищезгадані відомості треба передавати в відповідний підрозділ електростанції.

3.21. Для контролю за точністю засобів обліку електроенергії по складовим щомісячного балансу на електростанції треба визначати фактичний небаланс електроенергії (додаток 5).

3.22. Фактичний небаланс повинен бути меншим або дорівнювати припустимому. Якщо фактичний небаланс більший припустимого небалансу, обчисленого згідно додатку 8, персоналу Оператора та станції разом з представниками зацікавлених Сторін необхідно виявити причини цього і прийняти заходи по їх усуненню на протязі 1 міс. Приклад обчислення небалансу наведено в додатку 9.

3.23. З метою зниження небалансу і втрат часу на його визначення треба встановлювати загальностанційні автоматизовані системи обліку електроенергії. Система обліку повинна збирати за минулу добу дані обліку електроенергії та визначення потужності відповідно з періодом інтеграції, який визначає Енергоринок.

4. Облік електроенергії на підстанціях 220 кВ і вище

4.1. Облік електроенергії на підстанціях 220 кВ і вище організовується для визначення кількості електроенергії, яка надійшла на її шини та була передана у мережу, а також власного споживання підстанції відповідно до вимог Інструкції та нормативних документів.

4.2. Для визначення обсягу електроенергії, яку надає Енергоринок Постачальникам електричної енергії і споживачам, розрахункові лічильники повинні встановлюватись:

4.2.1. На стороні середньої і нижчої напруги трансформаторів та автотрансформаторів.

4.2.2. На лініях, що відходять в інші області, інші держави або до споживачів, які є членами Енергоринку.

4.2.3. На трансформаторах власних потреб (ТВП).

4.2.4. На обхідному вимикачі (ОВ) або шинороз'єднувальному вимикачі (ШРВ).

4.2.5. На лініях, що живлять споживачів від трансформаторів власних потреб.

4.3. В разі відсутності можливості обліку на стороні середньої і нижчої напруги трансформаторів та автотрансформаторів, для визначення обсягу електроенергії, яку продає Енергоринок, розрахункові лічильники встановлюються на лініях усіх класів напруги, що відходять від підстанції згідно з актами розмежування балансової належності та експлуатаційної відповідальності сторін.

4.4. В разі неможливості встановлення розрахункових лічильників згідно п.4.2. або п.4.3., тимчасово лічильники можуть встановлюватися на стороні вищого рівня напруги трансформаторів та автотрансформаторів, з урахуванням втрат обчислених за Методикою про визначення втрат електроенергії у трансформаторах і лініях електропередач, що враховуються при фінансових розрахунках за електроенергію розрахунковим шляхом.

4.5. Лічильники технічного обліку електроенергії на підстанціях необхідно встановлювати на усіх приєднаннях.

4.6. Вимірювальні трансформатори струму і напруги та лічильники електроенергії експлуатуються персоналом відповідної електроенергетичної системи та знаходяться на її балансі, їх ремонт та періодична повірка здійснюється персоналом відповідної електроенергетичної системи (Оператора), а заміна та перевірка - спільно з відповідним персоналом усіх зацікавлених Сторін.

4.7. Оператор забезпечує роботу лічильників, вимірювальних трансформаторів з відповідним класом точності, а також надає зацікавленим Сторонам паспорти-протоколи вимірювальних комплексів, в яких повинні бути зазначені виміри навантажень струмових ланцюгів та ланцюгів напруги, і втрат напруги від трансформаторів напруги до лічильників.

4.8. Планові заміни та перевірки лічильників розрахункового обліку виконуються згідно з графіками. Графіки складаються відповідною електроенергетичною системою, узгоджуються з зацікавленими Сторонами та затверджуються НЕК "Укренерго". При виявленні відхилень від норм провадиться заміна приладів обліку. Роботи виконує персонал Оператора та підстанції у присутності представників всіх зацікавлених Сторін, для чого надсилається виклик її представникам. При відсутності офіційної відповіді на виклик протягом 2-х діб Оператор має право самостійно провести перевірку (заміну) лічильників з подальшим поданням протоколу перевірки (заміни), зацікавленим Сторонам. Лічильники та ланцюги зв'язку до трансформаторів струму та напруги, пломбуються відповідними Сторонами.

4.9. При виконанні ремонтно-налагоджувальних робіт у ланцюгах обліку, виконавець діє згідно з встановленим у п.4.8. порядком.

4.10. При живленні приєднання через ОВ або ШРВ черговий персонал підстанції повинен телефонограмою повідомити відповідній електроенергетичній системі, із зазначенням часу переходу на ОВ (ШРВ), початкове показання лічильника ОВ (ШРВ). При відновленні нормальної схеми живлення приєднання знов повідомляється час переходу на нормальну схему та кінцеві показання лічильника ОВ (ШРВ). Ця інформація передається електроенергетичною системою усім зацікавленим Сторонам.

4.11. Облік електроенергії здійснюється відповідно з періодом інтеграції, який визначає Енергоринок (тимчасово - як вказано в п.2.12).

4.12. Класи точності розрахункових електролічильників і електролічильників технічного обліку електроенергії, вимірювальних трансформаторів струму та напруги, а також припустимі значення похибок вимірювального комплексу повинні відповідати вимогам додатку 7.

4.13. Щомісяця по записах показань лічильників в 0 годин облікового часу Енергоринку 1-го числа на кожній підстанції необхідно складати баланс електроенергії, який включає в себе:

4.13.1. В разі обліку згідно п.4.2.:

- надходження електроенергії на шини підстанції - Wп;

- відпуск електроенергії - Wв;

- витрати електроенергії на власні потреби підстанції - Wвп;

4.13.2. В разі обліку згідно п.4.3.:

- надходження електроенергії на шини підстанції - Wп;

- відпуск електроенергії - Wв;

- витрати електроенергії на власні потреби підстанції - Wвп;

- втрати електроенергії в силових трансформаторах підстанції - дельта Wтр. Всі складові балансу, крім втрат електроенергії в трансформаторах, треба вимірювати лічильниками розрахункового і технічного обліку.

4.14. Втрати електроенергії в трансформаторах та автотрансформаторах (в разі обліку згідно п.4.3.) треба визначати згідно Методики про визначення втрат електроенергії у трансформаторах і лініях електропередач, що враховуються при фінансових розрахунках за електроенергію розрахунковим шляхом.

4.15. Фактичний небаланс (по даних на 0 годин 1-го числа) треба визначати згідно додатку 6.

4.16. Обчислений фактичний небаланс треба порівнювати з припустимим. При цьому повинно бути НБф і НБп.

4.17. Припустимий небаланс треба визначати згідно додатку 8.

4.18. Якщо фактичний небаланс перебільшує припустимий, персоналу Оператора необхідно виявити причини цього та прийняти заходи по усуненню їх на протязі 1 місяця.

4.19. Результати складання балансу треба оформлювати актом, який використовується для зведення загального балансу (додаток 6), з урахуванням місць встановлення розрахункового обліку.

5. Облік електроенергії на підстанціях 110 кВ і нижче з перетіканнями електроенергії між постачальниками електроенергії

5.1. Облік електроенергії на підстанціях рівня напруги 110 кВ та нижче організовується для визначення кількості електроенергії, яка надійшла на її шини та була передана у мережу іншого Постачальника електроенергії, а також власного споживання підстанції, відповідно до вимог Інструкції та нормативних документів.

5.2. Для визначення обсягу електроенергії, яку надає Енергоринок Постачальникам електричної енергії розрахункові лічильники повинні встановлюватись:

5.2.1. На лініях усіх класів напруги, що відходять до інших Постачальників.

5.2.2. На обхідному вимикачі (ОВ) або шинороз'єднувальному вимикачі (ШРВ).

5.3. Вимірювальні трансформатори струму і напруги, лічильники електроенергії експлуатуються персоналом відповідної ДАЕК і знаходяться на її балансі, їх ремонт та періодична повірка здійснюється персоналом ДАЕК (Оператора), а заміна та перевірка - спільно з відповідним персоналом усіх зацікавлених Сторін.

5.4. Оператор забезпечує роботу лічильників, вимірювальних трансформаторів з відповідним класом точності, а також надає зацікавленим Сторонам паспорти-протоколи вимірювальних комплексів, в яких повинні бути зазначені виміри навантажень струмових ланцюгів та ланцюгів напруги, і втрат напруги від трансформаторів напруги до лічильників.

5.5. Планові заміни та перевірки лічильників розрахункового обліку виконуються згідно з графіками. Графіки складаються відповідною ДАЕК, узгоджуються з зацікавленими сторонами, затверджуються відповідною електроенергетичною системою та надсилаються зацікавленим Сторонам. При виявленні відхилень від норм провадиться заміна приладів обліку. Роботи виконує персонал ДАЕК (Оператора) у присутності представників всіх зацікавлених Сторін, для чого надсилається виклик її представникам. При відсутності офіційної відповіді на виклик протягом 2-х діб Оператор має право самостійно провести перевірку (заміну) лічильників з подальшим поданням протоколу, перевірки (заміни) зацікавленим Сторонам. Лічильники та ланцюги зв'язку до трансформаторів струму та напруги пломбуються відповідними Сторонами.

5.6. При виконанні ремонтно-налагоджувальних робіт у ланцюгах обліку, виконавець діє згідно з встановленим у п.5.5. порядком.

5.7. При живленні приєднання через ОВ або ШРВ персонал ДАЕК повинен телефонограмою повідомити відповідній електроенергетичній системі, із зазначенням часу переходу на ОВ (ШРВ), початкове показання лічильника ОВ (ШРВ). При відновленні нормальної схеми живлення приєднання знов повідомляється час переходу на нормальну схему та кінцеві показання лічильника ОВ (ШРВ). Ця інформація передається відповідним підрозділом ДАЕК усім зацікавленим Сторонам.

5.9. Облік електроенергії здійснюється відповідно з періодом інтеграції, яий визначає Енергоринок (тимчасово - як вказано в п.2.12).

5.10. Загальна кількість відпущеної та отриманої електроенергії між суміжними Постачальниками підтверджується двосторонніми актами до третього робочого дня наступного місяця.

5.11. Класи точності розрахункових електролічильників і електролічильників технічного обліку електроенергії, вимірювальних трансформаторів струму та напруги, а також припустимі значення похибок вимірювального комплексу повинні відповідати вимогам додатку 7.

6. Облік електроенергії на міждержавних лініях електропередачі

6.1. Облік електроенергії на міждержавних лініях електропередачі організовується відповідно до вимог Інструкції, нормативних документів та міждержавних договорів для визначення кількості електроенергії, яка була передана у мережу іншої держави або надійшла у мережу України і оформлюється актом про переміщення електроенергії через митний кордон України (додаток 10).

6.2. Для визначення обсягу електроенергії, яка перетинає державний кордон, розрахункові лічильники повинні встановлюватись:

6.2.1. На лініях усіх класів напруги, що відходять в інші держави.

6.2.2. На обхідному вимикачі (ОВ) або шинороз'єднувальному вимикачі (ШРВ).

6.3. Вимірювальні трансформатори струму та напруги, лічильники електроенергії на міждержавних лінях п/ст 220 кВ і вище експлуатуються персоналом Оператора (відповідна електроенергетична система) та знаходяться на її балансі. Їх ремонт та періодична повірка здійснюється персоналом відповідної електроенергетичної системи, а заміна і перевірка - спільно з відповідним персоналом усіх зацікавлених Сторін.

6.4. Вимірювальні трансформатори струму та напруги на міждержавних лініях п/ст 110 кВ і нижче експлуатуються персоналом відповідної ДАЕК і знаходяться на її балансі. Лічильники електроенергії експлуатуються персоналом відповідної ДАЕК та відповідної - електроенергетичної системи і знаходяться на балансі НЕК "Укренерго". Їх ремонт та періодична повірка здійснюється персоналом відповідної електроенергетичної системи, а заміна і перевірка - спільно з відповідним персоналом усіх зацікавлених Сторін.

6.5. Оператор забезпечує роботу лічильників, вимірювальних трансформаторів з відповідним класом точності, а також надає зацікавленим Сторонам паспорти-протоколи вимірювальних комплексів, в яких повинні бути зазначені виміри навантажень струмових ланцюгів та ланцюгів напруги, і втрат напруги від трансформаторів напруги до лічильників.

6.6. Планові заміни та перевірки лічильників розрахункового обліку виконуються згідно з графіками. Графіки складаються відповідними електроенергетичними системами, узгоджуються "з зацікавленими сторонами і затверджуються НЕК "Укренерго". При виявленні відхилень від норм провадиться заміна лічильників. Роботи виконує персонал Оператора у присутності представників всіх зацікавлених Сторін, для чого надсилається виклик її представникам. При відсутності офіційної відповіді на виклик протягом терміну зазначеного в міждержавних договорах Оператор має право самостійно провести перевірку (заміну) лічильників з подальшим поданням протоколу перевірки (заміни) зацікавленим Сторонам. Лічильники та ланцюги зв'язку до трансформаторів струму та напруги пломбуються відповідними Сторонами.

6.7. При виконанні ремонтно-налагоджувальних робіт у ланцюгах обліку, виконавець діє згідно з встановленим у п.6.6. порядком.

6.8. При живленні приєднання через ОВ або ШРВ персонал ДАЕК повинен телефонограмою повідомити відповідній електроенергетичній системі, із зазначенням часу переходу на ОВ (ШРВ), початкове показання лічильника ОВ (ШРВ). При відновленні нормальної схеми живлення приєднання знов повідомляється час переходу на нормальну схему та кінцеві показання лічильника ОВ (ШРВ). Ця інформація передається відповідною електроенергетичною системою усім зацікавленим Сторонам.

6.9. Облік електроенергії здійснюється відповідно з періодом інтеграції, який визначає Енергоринок (тимчасово - як вказано в п.2.12), або відповідно з міждержавними договорами.

6.10. Загальна кількість відпущеної та отриманої електроенергії приведеної до кордону підтверджується двосторонніми актами в терміни, які зазначені в міждержавних договорах.

6.11. Класи точності розрахункових електролічильників, вимірювальних трансформаторів струму та напруги, а також припустимі значення похибок вимірювального комплексу повинні відповідати вимогам додатку 7 та міждержавних договорів.

7. Облік реактивної електроенергії

7.1. Основною метою обліку реактивної енергії є:

7.1.1. Облік фактичної видачі або споживання реактивної енергії генераторами електростанцій.

7.1.2. Забезпечення контролю за фактичним споживанням - або видачею реактивної потужності споживачам.

7.1.3. Забезпечення контролю перетікань реактивної потужності по електричних мережах.

7.1.4. Отримання інформації про реактивну потужність, яка "генерується" або споживається пристроями, що її компенсують, і які встановлені на підстанціях 35 кВ та вище, а також про реактивну потужність, що передається з шин середньої та нижчої напруги цих підстанцій.

7.2. Лічильники обліку реактивної енергії, що встановлюються на електростанціях і підстанціях, використовуються для рішення наступних техніко-економічних завдань:

7.2.1. Визначення плати за генерацію та споживання реактивної потужності.

7.2.2. Оптимізація режимів електричної мережі по реактивній потужності, вибір компенсаторів, режиму їх роботи та місць установлення в електричних мережах.

7.2.3. Обчислення та аналіз усталених режимів, втрат потужності та електроенергії в електричних мережах.

7.3. Облік реактивної енергії на статичних конденсаторах, а також генераторах, що працюють в режимі синхронних компенсаторів, треба здійснювати лічильниками прийому та віддачі.

7.4. Порядок і обсяг обслуговування, повірки, ремонту та експлуатації розрахункових та технічних лічильників реактивної енергії повинні задовольняти вимогам, що викладені в розділі 10 Інструкції.

7.5. Даний розділ буде уточнюватися після прийняття відповідних директивних документів про розрахунок за реактивну енергію на всіх рівнях.

8. Автоматизація обліку електроенергії

8.1. Автоматизацію обліку електроенергії на електростанціях та підстанціях треба організовувати відповідно до вимог Інструкції та нормативних документів з метою:

8.1.1. Підвищення достовірності визначення балансу електроенергії на шинах електростанції та підстанції.

8.1.2. Зниження комерційних втрат електроенергії за рахунок одночасного зняття показань лічильників.

8.1.3. Підвищення швидкості обробки інформації.

8.1.4. Оперативного контролю за виконанням диспетчерського графіка навантажень кожного блоку електростанції.

8.1.5. Проведення розрахунків за отриману та відпущену електроенергію потужність в умовах Оптового ринку.

8.2. Автоматизацію обліку електроенергії необхідно здійснювати на основі автоматизованих систем, що виробляються серійно і занесені до Держреєстру України.

8.3. Експлуатацію, ремонт і технічне обслуговування повинен здійснювати персонал Операторів, на ім'я яких зареєстрована відповідна Система обліку.

8.4. Під регламентними роботами розуміються будь-які роботи, що виконуються у вимірювальних ланцюгах ТС, ТН та приладів обліку (ел. лічильників, суматорів, реєстраторів і т. і.), в результаті яких може бути порушене функціонування системи комерційного обліку електроенергії, або внесені похибки в параметри, що вимірюються.

При виконанні регламентних робіт у вимірювальних комплексах, що входять до складу автоматизованих систем комерційного обліку електроенергії, необхідно дотримуватись встановленого порядку їх виконання:

8.4.1. Всі регламентні роботи повинні виконуватись згідно з затвердженим графіком.

8.4.2. Перед виконанням регламентних робіт необхідно повідомити не менше ніж за 2 доби осіб, що відповідають за функціонування системи комерційного обліку електроенергії.

8.4.3. Початок регламентних робіт необхідно прив'язувати до закінчення найближчого інтегрального періоду системи обліку електроенергії. Наприклад, якщо інтегральний період рівний 30 хвилинам, то почати роботи можна: в 00:00, 00:30, 01:00, 01:30 й так до 23:30. Відлік часу необхідно виконувати по внутрішніх годинниках приладів обліку, якщо існує така можливість. Необхідно робити 5-10 сек. затримку часу початку робіт від означеного, для завершення обробки попереднього інтегрального періоду. Не рекомендується виконувати роботи з переходом на наступну добу.

8.4.4. Закінчення регламентних робіт необхідно прив'язувати до початку найближчого інтегрального періоду системи обліку електроенергії. Відлік часу необхідно виконувати по внутрішніх годинниках приладів обліку, якщо існує така можливість. Не рекомендується виконувати роботи з переходом на наступну добу.

8.4.5. Необхідно фіксувати в акті час початку та закінчення регламентних робіт. Відлік часу необхідно виконувати по внутрішніх годинниках приладів обліку, якщо існує така можливість. В акті необхідно зазначити по яких годинниках виконувався відлік часу (внутрішніх годинниках приладів обліку, місцевому часу).

8.4.6. Розрахунок недопостачання електричної енергії повинен виконуватися окремо по кожному інтегральному періоду на протязі усього часу проведення регламентних робіт. Дані оформлюються відповідним актом з зазначенням часу початку і закінчення інтегрального періоду та величини не врахованої електроенергії. Відлік часу необхідно виконувати по внутрішніх годинниках приладів обліку, якщо існує така можливість.

8.5. Положення п.8.4. не поширюються на роботи пов'язані із усуненням наслідків аварій.

9. Порядок зняття показань розрахункових лічильників

9.1. Зняття показань розрахункових лічильників має проводитися:

9.1.1. Щоденно на кінець доби (станом на 24 годину звітної доби).

9.1.2. Щомісяця (станом на 24 годину останньої доби кожного звітного місяця).

9.1.3. При наявності автоматизованої системи комерційного обліку відповідно з періодом інтеграції, який визначає Енергоринок.

9.2. Щоденні показання, що знімаються на кінець звітної доби, використовуються для попередніх розрахунків за вироблену на електростанціях та відпущену в Енергоринок електроенергію. Черговим персоналом електростанції та підстанції здійснюється зняття показань і передача їх на верхній рівень по телефону до 2-ої години доби наступної за звітною. Погодинні значення формуються в відповідній електроенергетичній системі (згідно п.2.12.) по узгоджених формах.

9.3. Показання, що знімаються станом на 24 годину останньої доби кожного місяця використовуються для коригування остаточних фінансових розрахунків за звітний місяць за відпущену в Енергоринок і отриману з Енергоринку електроенергію. Зняття показань здійснюється спільно відповідальним персоналом зацікавлених Сторін. Складається узгоджений акт показань з підписами відповідальних осіб. Цей акт є підставою для остаточного розрахунку за відпущену в Енергоринок і отриману з Енергоринку електроенергію. Узгодження показань проводиться шляхом обміну факсограмами або телетайпограмами.

9.4. Відповідальність за вчасне зняття показань розрахункових лічильників та їх достовірність несе керівник підрозділу, якому ця функція довірена, та безпосередній виконавець.

10. Організація експлуатації приладів обліку електроенергії

Розрахунковий облік електроенергії

10.1. Повірені лічильники та пристрої обліку повинні мати на кріпленні кожухів пломбу з тавром Держстандарту України, а також пломби зацікавлених Сторін на кришці блоку контактних затискачів лічильника.

10.2. Порушення пломби на лічильнику та пристрої обліку позбавляє чинності його показання.

10.3. Персонал електростанції, підстанції несе відповідальність за збереження лічильників, установлених пломб і за відповідність ланцюгів обліку електроенергії встановленим вимогам.

10.4. Періодичність державної повірки повинна відповідати вимогам нормативних документів (додаток 3).

10.5. Результати державної повірки лічильника, пристрою обліку, і в цілому системи обліку оформлюються в відповідності з вимогами нормативних документів.

10.6. Перевірку розрахункового лічильника необхідно проводити на місці його встановлення у присутності представників зацікавлених Сторін.

10.7. Роботи по проведенню перевірки лічильників на енергооб'єкті виконуються з дотриманням всіх вимог Правил техніки безпеки при експлуатації електроустановок.

10.8. Перевірку лічильника та пристрою обліку треба виконувати на електростанціях та підстанціях по графікам:

10.8.1. Для електростанції с генераторами 50 МВт та більше і приєднань 110 кВ та вище один раз на рік.

10.8.2. Для електростанції с генераторами менше 50 МВт і приєднань 35 кВ та нижче один раз у два роки.

10.8.3. Безпосередньо після його встановлення, проведення ремонтних робіт в ланцюгах трансформаторів струму та напруги і при підвищеному небалансі.

10.9. Результати перевірки лічильника оформлюються актом (додаток 11), який надається всім зацікавленим Сторонам.

10.10. Перевірка навантаження ланцюгів трансформаторів струму та напруги, падіння напруги в ланцюгах трансформатора напруги потрібно проводити не менше одного разу на два роки.

10.11. Якщо похибка лічильника при перевірці не перевищує припустиму похибку встановлену на даний тип лічильника нормативною документацією, то лічильник залишається в роботі. В іншому випадку лічильник треба замінити. Припустимі похибки містять основну та додаткові похибки, які зумовлені режимами роботи мережі.

10.12. Роботи по експлуатації лічильників і організації розрахункового обліку електроенергії повинен проводити персонал відповідного Оператора.

Технічний облік електроенергії

10.13. Лічильники технічного обліку повинні бути на балансі Виробників, Постачальників електроенергії і НЕК "Укренерго", згідно належності енергооб'єктів.

10.14. Лічильники технічного обліку повинні проходити відомчу повірку відповідно з вимогами нормативних документів.

10.15. Повірені лічильники повинні мати на кріпленні кожуху лічильника пломби з тавром відомчої метрологічної служби.

10.16. Лічильники технічного обліку повинні обслуговуватися персоналом енергооб'єкту на якому вони встановлені, або персоналом відповідного Оператора.

10.17. Періодичність повірок лічильника технічного обліку встановлюється в відповідності з вимогами та нормативних документів.

10.18. Перевірку лічильника та пристрою обліку треба виконувати на електростанціях та підстанціях по графіках:

10.18.1. На електростанції з генераторами 50 МВт та більше і приєднань 110 кВ та вище один раз на два роки.

10.18.2. На електростанції з генераторами менше 50 МВт і приєднань 35 кВ та нижче відповідно строку міжповірочного інтервалу.

10.18.3. Безпосередньо після його встановлення, проведення ремонтних робіт в ланцюгах трансформаторів струму та напруги і при підвищеному небалансі.

10.19. Результати перевірки лічильника оформлюються актом (додаток 11), який надається всім зацікавленим Сторонам.

10.20. Перевірку навантаження ланцюгів трансформаторів струму та напруги, падіння напруги в ланцюгах трансформатора напруги потрібно проводити не менше одного разу на два роки.

10.21. Якщо похибка лічильника при перевірці не перевищує припустиму похибку встановлену на даний тип лічильника нормативною документацією, то лічильник залишається в роботі. В іншому випадку лічильник треба замінити. Припустимі похибки містять основну та додаткові похибки, які зумовлені режимами роботи мережі.

10.22. Втрати електроенергії в магістральних лініях визначаються згідно Методики про визначення втрат електроенергії у трансформаторах і лініях електропередач, що враховуються при фінансових розрахунках за електроенергію розрахунковим шляхом.

10.23. Роботи по експлуатації лічильників технічного обліку повинен проводити персонал відповідної електростанції, підстанції.

Додаток 1

Елементи витрат електроенергії на власні потреби
електростанцій та підстанцій

1. Небаланс електроенергії з-за похибок приладів обліку НБф (п.3 листа Міненерго України від 07.03.1996 N 21/1-21-9) враховується як витрата на власні потреби.

2. Витрати електроенергії на невеликі по обсягу ремонтні роботи, що виконуються епізодично в процесі експлуатації на електростанціях, враховуються як витрати на власні потреби електростанцій.

3. В витрати на власні потреби електростанції входить електроенергія, що споживається нею з енергосистеми і враховується лічильниками трансформаторів власних потреб.

4. В елементи витрат електроенергії на власні потреби теплової електростанції входять витрати на наступні об'єкти та види робіт:

механізми, що обслуговують розвантажувальні пристрої та склади палива, які належать електростанції;

механізми подачі та дроблення палива;

помел вугілля та пневматична подача пилу;

тягодуйні установки, димососи рециркуляції, вентилятори млинові та первинного повітря, бустерні та живильні насоси, насоси рециркуляції середовища прямоточних котлів, механізми золоуловлювання, золо- та шлаковилучення;

хімічне очищення та знесолення води, дренажні насоси, насоси технічного та пожежного водопостачання;

електродвигуни установок для очищення забрудненої води та димових газів, насосів освітленої води;

компресори і повітродувки системи очищення котлів та пневмоінструменту;

магнітні сепаратори і електродвигуни інших механізмів котельної установки;

втрати в трансформаторах власних потреб, які живлять механізми котлів і турбоагрегатів (лічильники встановлені на стороні НН трансформаторів);

механізми центрального пилузаводу;

циркуляційні насоси та вентилятори градирень (при загальному водопостачанні з розташованими поруч підприємствами обчислюється частка витрат електроенергії електростанції);

насоси конденсатні та водяних ежекторів турбін, дренажні насоси регенеративних підігрівачів, насоси установок по очищенню основного конденсату турбін, насоси підживлення водосховищ та циркуляційних систем, живильні і бустерні насоси, механізми по очищенню гідроохолоджувачів, валоповоротні прилади, масляні насоси систем змащення і регулювання та ущільнювачів генераторів, дренажні насоси та для перекачування;

екологічні механізми; механізми, що обслуговують ВРУ; втрати в підвищувальних трансформаторах; втрати в шунтуючих реакторах; витрати електроенергії при роботі генератора в режимі СК і на його допоміжне устаткування; інше технологічне допоміжне устаткування турбіни; мережні насоси і насоси, що підживлюють та підкачують, теплової мережі, які встановлені на території станції;

конденсатні насоси підігрівачів мережної води, конденсатні та живильні насоси пароперетворювачів;

конденсатні насоси конденсаторів при роботі на погіршеному вакуумі;

інші електродвигуни, що обслуговують теплофікаційну установку;

пікові водогрійні котли, що служать для додаткового, підігріву води після основних мережних підігрівачів турбоагрегатів;

електродвигуни мазутного господарства (пропорційно кількості мазуту, що був спалений піковими водогрійними котлами);

насоси устаткування по приготуванню і хімічній очистці води, що підживлює, для тепломережі і відновлення неповернення конденсату тепловими споживачами;

привід механізмів відкачування каналізаційних вод і їх очисних споруд;

охолодження генераторів і трансформаторів, компресори повітряних вимикачів, двигуни-генератори акумуляторних батарей та інші електродвигуни електроцеху, вимірювальної та ремонтної майстерень;

освітлення приміщень, електроінструмент, опалення та вентиляція, підйомні пристосування для ремонту обладнання.

5. В елементи витрат електроенергії на власні потреби гідроелектростанції входять витрати на наступні об'єкти та види робіт:

механізми, що обслуговують греблю, водоскидувачі, промивні пристрої, водозбирач ГЕС, водовипуски та інші;

освітлення і опалення приміщень споруд ГЕС, а також деривація і підігрів пазів затвору;

механізми, що обслуговують напірний басейн (аванкамери), промивні пристрої;

механізми, що обслуговують грати і пази затворів напірного фронту;

освітлення напірного басейну та опалення приміщень, що відносяться до споруд напірного басейну (аванкамери);

обігрів грат і затворів напірного фронту;

електродвигуни, що працюють в системі регулювання, в системі відкачки води з пересічного тракту гідроагрегатів та дренажних від будинку ГЕС;

електродвигуни масляного і пневматичного господарств ГЕС, системи пожежетушіння генераторів та будинку ГЕС;

механізми на відкриття-закриття затворів напірних трубопроводів та підйомних механізмів (кранів, ліфтів, лебідок та інші);

втрати в блочних трансформаторах і ТВП;

електрозварку, електроінструменти, механізми та верстати майстерень по ремонту гідромеханічного та електротехнічного обладнання;

освітлення, опалення та вентиляція всіх без винятку приміщень будинку ГЕС, а також приміщень розподільних пристроїв і освітлення його території.

5.1. Споживання активної енергії при роботі гідроагрегатів в режимі синхронного компенсатора треба відносити на рахунок енергопостачальних організацій.

6. В елементи витрат електроенергії на власні потреби атомної електростанції входять витрати на наступні об'єкти та види робіт:

6.1. Ядерна установка, що виробляє пар:

головні циркуляційні насоси та їхні допоміжні механізми;

насоси, що підживлюють, 1 контуру;

насоси води, що продуває, парогенераторів;

насоси чистого та брудного конденсату;

нагрівачі компенсаторів обсягу;

насоси промконтуру і контуру розхолодження;

насоси трапних вод;

насоси організованих проточок;

приводи СУЗ;

насоси борної кислоти;

насоси спринклерної системи;

насоси подачі води для потреб санітарного корпусу;

насоси технічної води машзалу і СВО;

насоси пожежного водопостачання;

механізми санітарного корпусу;

механізми сховища рідких відходів (СРВ);

механізми вузлів приймання, складів і сховищ свіжого палива;

механізми басейнів дотримування (шахт) і басейнів перевантаження для збереження відпрацьованих та аварійних ТВС;

механізми систем опалення, вентиляції і кондиціонування виробничих приміщень реакторного відділення, включаючи санкорпус, склади і сховища свіжого та відпрацьованого палива, сховища рідких і сухих відходів, приміщення СВО, газоочищення, борного вузла, баків запасу борної кислоти та ін.;

освітлення виробничих приміщень реакторного відділення, включаючи санкорпус, склади і сховища свіжого та відпрацьованого палива, сховища рідких і сухих відходів, приміщення СВО, газоочищення, борного вузла, баків запасу борної кислоти та ін.;

інше технологічне допоміжне обладнання ядерної установки.

6.2. Витрати електроенергії в турбінній установці на:

живильні і бустерні насоси;

циркуляційні насоси;

насоси підживлення водосховищ і циркуляційних систем;

вентилятори градирень;

насоси основного конденсату;

насоси водяних ежекторів турбін;

зливні насоси регенеративних підігрівачів і сепараторів-пароперегрівачів;

насоси установок по очищенню основного конденсату турбін;

насоси дренажних баків;

масляні насоси систем змащення і регулювання;

масляні насоси ущільнення генераторів;

валоповоротні пристрої;

насоси газоохолоджувачів і водоохолоджувачів генераторів;

механізми компресорних станцій;

охолодження трансформаторів власних потреб;

механізми, які обслуговують ВРУ;

механізми електролізних;

перетворюючі двигун-генератори;

втрати в трансформаторах власних потреб;

втрати в блочних трансформаторах;

насоси і механізми установок по хімічному очищенню і хімічному знесоленню води, в тому числі насоси подачі сирої води з машзалу на ХВО (пропорційно додатку води, що відновлює внутрішньостанційні втрати теплоносіїв);

механізми систем опалення, вентиляції і кондиціонування виробничих приміщень турбінного відділення, електроцеху і хімцеху, в тому числі компресорну станцію та електролізну;

освітлення виробничих приміщень турбінного відділення, електроцеху і хімцеху, в тому числі компресорної станції та електролізної;

інше технологічне допоміжне обладнання турбінної установки; частина витрат електроенергії на механізми пуско-резервної котельної, пропорційно частці тепла, що передане в теплову схему енергоблоків електростанції, від загального виробництва тепла котельної.

6.3. Витрати електроенергії на механізми, що забезпечують відпуск тепла:

мережні насоси і насоси, що підкачують і підживлюють тепломережі, які встановлені на території станції;

конденсатні насоси підігрівачів мережної води;

насоси проміжного контуру тепломережі і насоси підживлення цього контуру;

конденсатні насоси і насоси, що підживлюють, пароперетворювачів;

насоси живлення генераторів чистого пару;

насоси проміжного контуру генераторів чистого пару і насоси підживлення цього контуру; насоси і механізми установок по хімічному очищенню і хімічному знесоленню води, в тому числі насоси подачі сирої води з машзалу на ХВО (пропорційно додатку води, що відновлює неповернення конденсату від теплових споживачів і втрати мережної води);

інше технологічне обладнання, що забезпечує відпуск тепла.

7. В елементи витрат на власні потреби підстанцій, що визначені у відповідності з "Инструкцией по нормированию расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций 35-500 кВ" (СПО Союзтехэнерго, 1981), входять:

охолодження трансформаторів та автотрансформаторів;

обігрів, освітлення та вентиляція приміщень (ВПУ, РЕМ, ВВБ, акумуляторна, компресорна, насосна пожежетушіння, будинок допоміжних пристроїв синхронних компенсаторів, прохідна);

освітлення території; живлення зарядно-підзарядних пристроїв акумуляторних батарей; живлення оперативних ланцюгів та ланцюгів управління (на підстанціях з перемінним оперативним струмом);

обігрів осередків КРУЗ (з апаратурою релейного захисту та автоматики, лічильниками або вимикачами) та релейних шафів зовнішнього встановлення;

обігрів приводів та баків масляних вимикачів;

обігрів приводів відокремлювачів та короткозамикачів;

обігрів приводів та маслобаків пристроїв, що перемикають РПН;

обігрів електродвигунових приводів розмикачів;

обігрів електролічильників в неопалюваних приміщеннях;

обігрів агрегатних шафів та шафів управління повітряних вимикачів;

живлення компресорів;

обігрів повітрязбірників;

живлення допоміжних пристроїв синхронних компенсаторів (масляні, циркуляційні та дренажні насоси, засувки, автоматика);

електроживлення апаратури зв'язку телемеханіки;

невеликі по обсягу ремонтні роботи, що виконуються в процесі експлуатації;

інші (живлення дренажних насосних, пристроїв РПН, дистиляторів, малих верстатів та пристосувань й т.і.).

8. До витрат електроенергії на власні потреби підстанцій відносяться також витрати електроенергії на приймачі електроенергії, наявність яких обумовлено специфікою експлуатації обладнання підстанцій: кондиціонування приміщення щиту управління (жарка кліматична зона), обігрів доріжок до обладнання на відкритій частині підстанції (в районах з сильними снігопадами) й т.і.

Додаток 2

Елементи витрат електроенергії на господарські
потреби електростанцій, підстанцій та електричних
мереж

1. В елементи витрат на господарські потреби електростанцій, електричних мереж та підстанцій входять витрати електроенергії, що використовуються з наступною метою:

ремонтні, механічні та столярні майстерні;

масляні господарства;

автогосподарства, бази механізації;

учбові комбінати та полігони;

склади обладнання та матеріалів;

адміністративні будинки та приміщення різного призначення (учбові кабінети, бібліотека, медпункт, побутові приміщення спеціалізованих лабораторій, сховища, приміщення пожежної і воєнізованої охорони й т.п.);

монтажні, налагоджувальні та експериментальні роботи, капітальний, середній та аварійний ремонти будинків та обладнання, що виконуються персоналом;

службові та житлові приміщення оперативного персоналу підстанцій і автоматизованих ГЕС з чергуванням вдома;

насосні станції водопостачання, котельні та електробойлерні, що не входять в звіт по формі 6-ТП.

2. До господарських потреб не відносяться споживачі, що живляться як виняток від власних потреб підстанцій та електростанцій і які сплачують за споживання електроенергії безпосередньо підстанції та електростанції. Витрата електроенергії такими споживачами фіксується як сплачений відпуск стороннім споживачам, а в формах звітності враховується в відповідних статтях корисного відпуску.

3. Витрати електроенергії на опалення, водопостачання та освітлення робітничих селищ, окремих житлових будинків ремонтного та експлуатаційного персоналу, їдалень, гуртожитків, готелей, клубів, лікарень, дитячих дошкільних закладів, баз відпочинку, профілакторіїв й т.п. не входять в господарські потреби, а враховують в відповідних розділах форм статистичної звітності.

4. В склад господарських потреб не входять підприємства та заклади, які адміністративно підпорядковуються районним енергетичним управлінням, але знаходяться на самостійному балансі (заводи ремонтно-механічні, залізобетонних конструкцій, цегельні, по обробці дерева, експериментальні, будівельні та будівельно-монтажні управління спеціалізованих трестів, лісозаготівель, кар'єри, спеціальні конструкторські та проектні бюро, обчислювальні центри), а також підприємства теплових мереж, будинки енергоуправлінь та електрозбуту.

Витрата електроенергії по вищезгаданих підприємствах включає в себе інші статті корисного відпуску форм статистичної звітності.

5. До витрат електроенергії на господарські потреби не відноситься електроенергія, що споживається обмотками синхронних компенсаторів, а також яка витрачається на плавку ожеледі. Вказані види витрат відносяться до втрат електроенергії.

Додаток 3

Перелік
нормативних документів, що використовувалися в Інструкції

1. ГОСТ 8.002-86. Организация и порядок проведения поверки, ревизии и экспертизы средств измерений.

2. ГОСТ 8.259-77. Счетчики электрической активной и реактивной энергии индукционные. Методы и средства поверки.

3. ГОСТ 8.437-81. Системы информационно-измерительные. Метрологическое обеспечение. Основные положения.

4. ГОСТ 6570-75. Счетчики активной и реактивной энергии индукционные. Общие технические условия.

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

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

7. ГОСТ 26035-83. Счетчики электрической энергии переменного тока, электронные. Общие технические условия.

8. ДСТУ 2408-94. Повірка засобів вимірювання. Організація і порядок проведення.

9. Концепція побудови автоматизованих систем обліку електроенергії в умовах енергоринку (Київ, 1997 р., НКРЕ України).

10. Технические требования к системам коммерческого учета электроэнергии (утверждены 27.03.1997 г. НТС Минэнерго и НКРЭ Украины).

11. Правила устройства электроустановок (Минэнерго СССР.-6-е изд., перераб. и доп. -М.: Энергоатомиздат, 1986 г).

12. ГКД 34.09.103-96. Расчет отчетных технико-экономических показателей электростанций о тепловой экономичности оборудования; Методические указания (Киев, ЛьвовОРГРЭС и ДонОРГРЭС, 1996 г).

13. Методические указания по определению погрешности измерения активной электроэнергии при ее производстве и передаче (РД 34.11.325-90, М.: СПО ОРГРЭС, 1991 г).

14. Правила користування електричною енергією (НКРЕ України, Київ. 1996 р).

15. Методика по визначенню втрат електроенергії в трансформаторах і лініях електропередачі (затверджена Заступником Міністра енергетики України, Головним Державним інспектором України з енергонагляду В.А.Дарчуком 18.02.1998 р.).

16. Закон України "О метрологии и метрологической деятельности" від 11.02.98 N 113/98-ВР.

Додаток 4

Паспорт-протокол
вимірювального комплексу

1. Назва об'єкту (електростанція, підстанція) __________________________________________________________________________________

________________________________________________________________________________________________________________________

2. Назва приєднання _____________________________________________________________________________________________________

________________________________________________________________________________________________________________________

3. Дата вводу комплексу в експлуатацію _____________________________________________________________________________________

4. Основні паспортні та експлуатаційні дані:

4.1. Лічильники електричної енергії:

Позначення лічильника по схемі обліку електроенергії, вид обліку (розрахунковий основний і дублюючий, технічний), вид

енергії (W або W )
а р

________________________________________________________________________________________________________________________

Тип ________________, N ____________, напруга ___________________________________________________________________, струм

__________, клас точності __________, схема включення ______________________________________________________________________,

кількість тарифів ___________, інші дані _____________________________________________________________________________________

4.2. Трансформатори струму:

Тип _________, N _______ (фази А, В, С), клас точності

вимірювальної обмотки: ____ (фаза А), ____ (фаза В), ____ (фаза С), коефіцієнт трансформації _______________, припустиме навантаження

_______, фактичне навантаження ________________________________________________________________________________, інші дані

________________________________________________________________________________________________________________________

________________________________________________________________________________________________________________________

4.3. Трансформатори напруги:

Тип _________, N _________ (фази А, В, С), клас точності:

____(фаза А), ____ (фаза В), ____ (фаза С), коефіцієнт трансформації ______, припустиме навантаження ____________________, фактичне

навантаження _____, інші дані

_______________________________________________________________________________________________________________________

________________________________________________________________________________________________________________________

5. Схеми з'єднання і кабельні зв'язки:

Струмові ланцюги:

Схема з'єднання вимірювальних обмоток трансформаторів струму

_______________________________________________________________________________________________________________________

Схема з'єднання кабелів (з зазначенням маркування, назви збірок виводів шафів і панелей), параметри кабелів та інші

________________________________________________________________________________________________________________________

_______________________________________________________________________________________________________________________.

Ланцюги напруги:

Схема з'єднання кабелів (з зазначенням маркування, назви збірок виводів шафів і панелей), параметри кабелів та інші

________________________________________________________________________________________________________________________

_______________________________________________________________________________________________________________________.

Припустиме значення втрат напруги від ТН до лічильника______________________________________________________________________

Фактичне значення втрат напруги від ТН до лічильника ________________________________________________________________________

6. Допоміжні апарати:

6.1. Автоматичні вимикачі:

Позначення на схемі _______, тип ______, номінальний струм ______, тип захисту і уставка ________, N ______________________________.

6.2. Запобіжники:

Позначення на схемі _______, тип____________, номінальний струм _______, струм плавкої вставки _________________________________.

7. Інформаційно-вимірювальна система:

Тип __________, N ___________, інші дані __________________________________________________________________________________

_______________________________________________________________________________________________________________________.

8. Похибка вимірювання комплексу (обчислювальна) _________________________________________________________________________.

9. Регістратор подій:

Позначення на схемі _________, тип ___________, N ________, інші дані

______________________________________________________________________________________________________________________.

10. Дата, вид повірки елементів комплексу:

Первинний протокол від ________ 199_ р. N ________________________________________________________________________________

_______________________________________________________________________________________________________________________.

11. Дата, назва виконаних робіт: ____________________________________________________________________________________________

_______________________________________________________________________________________________________________________.

Первинний протокол від _________ 199_ р. N ________________________________________________________________________________

_______________________________________________________________________________________________________________________.

Підписи відповідальних осіб: ______________________________________________________________________________________________

_______________________________________________________________________________________________________________________

Додаток 5

"Затверджую"

    ---------------------------------------------------------
    |    "___"___________199_ р. |  "___"___________199_р.  |
    ---------------------------------------------------------

Акт
виробітку та відпуску електроенергії на електростанції

Основа: наказ N _________ від __________

Комісія в складі:

Голова _____________________________________________________________________________________________________

члени ______________________________________________________________________________________________________

Цим актом встановлено, що _______________________________________________________________________________ 199_ р. виробіток

(місяць)

електроенергії на електростанції, споживання на власні потреби електростанції, відпуск електроенергії споживачам та в мережі

Енергоринку наступні:

-----------------------------------------------------------------------------
| N  |Номер  |Об'єкт|  Показання    |Різниця   |Коефі- |Кіл-ть     |Примітка|
|п/п |лічиль-|обліку|  лічильника   |показань  |цієнт  |електро-   |        |
|    |ника   |      |---------------|лічильника|лічиль-|енергії, що|        |
|    |       |      |на 0 г|на 0 г  |за місяць |ника   |врахована  |        |
|    |       |      |1-го  |1-го    |          |       |лічильни-  |        |
|    |       |      |числа |числа   |          |       |ком,       |        |
|    |       |      |тепер.|минулого|          |       |тис. кВт/г |        |
|    |       |      |місяця|місяця  |          |       |           |        |
|----+-------+------+------+--------+----------+-------+-----------+--------|
|    |       |      |      |        |          |       |           |        |
-----------------------------------------------------------------------------

I. Виробіток (згідно п.3.3.) відпуск (згідно п.3.2.) активної електроенергії

1

2

3

...

n

_______________________________________________________________________________________________

Всього...

II. Надійшло зі сторони по лініях, що відходять

1

2

3

...

n

__________________________________________________________________

Всього...

III. Витрати на власні потреби електростанції

1

2

3

...

n

__________________________________________________________________

Всього...

IV. Відпуск споживачам, що живляться від ТВП

1

2

3

...

n

__________________________________________________________________

Всього...

V. Відпуск електроенергії по лініях, що відходять

1

2

3

...

n

__________________________________________________________________

Всього...

VI. Втрати електроенергії в головних трансформаторах і ТВП

Втрати електроенергії в головних трансформаторах і ТВП визначаються шляхом обчислення згідно Методики про визначення втрат електроенергії у трансформаторах і лініях електропередач, що враховуються при фінансових розрахунках за електроенергію розрахунковим шляхом.

VII. Втрати електроенергії в автотрансформаторах зв'язку

Розраховуються (згідно п.3.19. Інструкції) на основі Методики про визначення втрат електроенергії у трансформаторах і лініях електропередач, що враховуються при фінансових розрахунках за електроенергію розрахунковим шляхом

VIII. Обчислення припустимого небалансу (додаток 8)

________________________________________________________________________________________________________________________

IX. Баланс електроенергії на електростанції

1. Надійшло на шини (Відпуск блоками та надійшло зі сторони) (I + II) ____________________________________________________________

________________________________________________________________________________________________________________________

2. Витрати електроенергії на електростанції (III) _______________________________________________________________________________

________________________________________________________________________________________________________________________

3. Відпуск електроенергії споживачам та по фідерам, що відходять (IV + V + VII) ____________________________________________________

3.1. Відпуск електроенергії з шин (блоками) електростанції в Енергоринок _________________________________________________________

________________________________________________________________________________________________________________________

4. Фактичний небаланс (I + II) - (III + IV) - V - (VI + VII)

(I + II)

_______________________________________________________________________________________________________________________%

5. Припустимий небаланс (VIII) ____________________________________________________________________________________________

_______________________________________________________________________________________________________________________%

В тому числі по класах напруги: ___________________________________________________________________________________________

Голова комісії ______________________________________________

Члени комісії _______________________________________________

В тому числі представник Енергоринку ______________________________________________________________________________________

________________________________________________________________________________________________________________________

__________________________________________________________________________________________________________________________

Примітка. Наведений акт складається в разі обліку згідно п.3.3. В разі обліку згідно п.3.2. з даного акту треба вилучити речення і складові балансу набрані курсивним шрифтом.

Додаток 6

"Затверджую"

    ---------------------------------------------------------
    |    "___"___________199_ р. |  "___"___________199_р.  |
    ---------------------------------------------------------

Акт
про складання балансу електроенергії на підстанції

Основа: наказ N _____________ від ____________________

Комісія в складі:

Голова _______________________________________________

члени ________________________________________________

Цим актом встановлено, що за _________________________________________________________________________ 199_ р. надходження

(місяць)

електроенергії, споживання на власні потреби та відпуск з шин підстанції наступні:

------------------------------------------------------------------------------
| N  |Номер  |Об'єкт|  Показання    |Різниця   |Коефі- |Кіл-ть     |Примітка |
|п/п |лічиль-|обліку|  лічильника   |показань  |цієнт  |електро-   |         |
|    |ника   |      |---------------|лічильника|лічиль-|енергії, що|         |
|    |       |      |на 0 г|на 0 г  |за місяць |ника   |врахована  |         |
|    |       |      |1-го  |1-го    |          |       |лічильни-  |         |
|    |       |      |числа |числа   |          |       |ком,       |         |
|    |       |      |тепер.|минулого|          |       |тис. кВт/г |         |
|    |       |      |місяця|місяця  |          |       |           |         |
|----+-------+------+------+--------+----------+-------+-----------+---------|
|    |       |      |      |        |          |       |           |         |
------------------------------------------------------------------------------

I. Надійшло з сторони вищої напруги

1

2

3

...

n

__________________________________________________________________

Всього...

II. Витрати на власні потреби

1

2

3

...

n

__________________________________________________________________

Всього...

III. Відпуск споживачам

1

2

3

...

n

__________________________________________________________________

Всього...

IV. Відпуск електроенергії по лініях, що відходять

1

2

3

...

n

__________________________________________________________________

Всього...

V. Втрати електроенергії в понижувальних трансформаторах

Втрати електроенергії в понижувальних трансформаторах визначаються згідно Методики про визначення втрат електроенергії у трансформаторах і лініях електропередач, що враховуються при фінансових розрахунках за електроенергію розрахунковим шляхом.

VI. Обчислення припустимого небалансу

__________________________________________________________________

VII. Баланс електроенергії на підстанції

1. Надійшло на шини (I) ___________________________________________________________________________________________

2. Витрати електроенергії на підстанції (II) ____________________________________________________________________________

3. Відпуск електроенергії споживачам та в мережу (III + IV)

________________________________________________________________________________________________________________

3.1. Відпуск електроенергії з шин підстанції в Енергоринок

_________________________________________________________________________________________________________________

3.2. Відпуск електроенергії ДАЕК _____________________________________________________________________________________

4. Фактичний небаланс I - (II) - (III + IV) - V

I

_______________________________________________________________________________________________________________________%

5. Припустимий небаланс (VI) ___________________________________________________________________________________________%

6. Відпуск електроенергії з шин підстанції (I - II) ______________________________________________________________________________

В тому числі по класах напруги: ___________________________________________________________________________________________

Голова комісії ______________________________________________

Члени комісії _______________________________________________

В тому числі представник Енергоринку _____________________________________________________________________________________

________________________________________________________________________________________________________________________

________________________________________________________________________________________________________________________

Примітка. Наведений акт складається в разі обліку згідно п.4.3. В разі обліку згідно п.4.2. з даного акту треба вилучити речення і складові балансу набрані курсивним шрифтом.

Додаток 7

Припустимі класи точності
розрахункових лічильників електроенергії і вимірювальних
трансформаторів для об'єктів обліку

Генератори потужністю більше 50 МВт, лінії електропередачі 220 кВ та вище, трансформатори потужністю 63 МВА та більше.... 0,2 (0,5).

Генератори потужністю 12-50 МВт, лінії електропередачі 110-150кВ, трансформатори потужністю 10-40 МВА.... 0,5 (1,0). Інші об'єкти обліку.... 1,0 (2,0).

Значення, що вказані в дужках, призначені для застосування при відсутності потрібного класу.

Клас точності лічильників реактивної електроенергії треба вибирати згідно діючих нормативних документів (1,5 (2,0).

Клас точності лічильників технічного, обліку активної електроенергії повинні відповідати значенням, що наведені нижче:

Для ліній електропередачі з двостороннім живленням напругою 220 кВ та вище, трансформаторів потужністю 63 МВА та більше.... 0,5 (1,0).

Для інших об'єктів обліку.... 1,0 (2,0).

Класи точності лічильників технічного обліку реактивної електроенергії треба вибирати згідно діючих нормативних документів (1,5 (2,0).

Класи точності вимірювальних трансформаторів струму та напруги повинні бути не нижче 0,5.

Похибки вимірювань, встановлені з урахуванням існуючих технічних можливостей для рівнів системи обліку як допустимі, приведені в таблиці*:

       --------------------------------------------------------------
       |  Номер рівня   |Потужності об'єктів  |Припустима похибка   |
       |системи обліку  |   контролю, МВА     |   вимірювань, %     |
       |----------------+---------------------+---------------------|
       |      1         |       S >= 1000     |    0,3 (0,7**)      |
       |----------------+---------------------+---------------------|
       |      2         |  300 <= S <= 1000   |    0,4 (0,7**)      |
       |----------------+---------------------+---------------------|
       |      3         |   100 <= S < 300    |        0,7          |
       |----------------+---------------------+---------------------|
       |      4         |   50 <= S < 100     |        1,2          |
       |----------------+---------------------+---------------------|
       |      5         |   10 <= S < 50      |        1,8          |
       |----------------+---------------------+---------------------|
       |      6         |    3 <= S < 10      |        2,5          |
       |----------------+---------------------+---------------------|
       |      7         |   0,75 <= S < 3     |        4,6          |
       |----------------+---------------------+---------------------|
       |      8         |      S < 0,75       |     7,3; 3,63***    |
       --------------------------------------------------------------

____________________

*) для Енергоринку за базовий прийнято рівень 3, для роздрібного рівень 7;

**) вказані значення припустимих похибок вимірювань приймаються на перехідний період формування системи обліку Енергоринку;

***) для прямого ввімкнення лічильників (без ТС і ТН ).

Додаток 8

Визначення
припустимого небалансу і межі припустимої похибки

1. Припустимий небаланс треба визначати по формулі, %:

_________________________________________________________________________________________
/ k 2 2 m 2 2
НБ = +-# ( S б х d + S б х d ) (1)
п і=1 ni ni і=1 оі оі

де

S - сума;

б (б ) - середньоквадратична похибка, %, і-го вимірювального

ni оі

комплексу, який відповідає класам точності трансформаторів напруги і струму, та лічильника, який рахує електроенергію, що надійшла (відпущена), які входять в цей комплекс;

d (d ) - частка електроенергії, що надійшла (відпущена)

ni оі

через і-ий вимірювальний комплекс;

k - кількість вимірювальних комплексів, що рахують електроенергію, яка надійшла на шини об'єкту;

m - кількість вимірювальних комплексів, що рахують відпущену електроенергію (в тому числі на власні потреби електростанції).

Середньоквадратичну похибку і-го вимірювального комплексу дозволяється визначати по формулі, %:

__________________________________________________________________________
/ 2 2 2
б = # ( б + б + б ), (2)
і сі mci mні

де

б - похибка лічильника (за даними державної повірки), %;

сі
б (б ) - похибка трансформатора струму (трансформатора

mci mні

напруги), що відповідає класу точності (за паспортними даними або по даних повірки), %.

Частку електроенергії, що пройшла через і-й вимірювальний комплекс, треба визначати по формулі:

W
і
d = _______________________, (3)
і W
S п(о)

де

S - сума;

W - кількість електроенергії, що пройшла через і-й

і

вимірювальний комплекс за звітний період;

W - підсумкова кількість електроенергії, що надійшла

S п(о)

(відпущена) на шини об'єкту за звітний період.

Приклад обчислення припустимого небалансу по (1) наведено в додатку 9.

2. Межа припустимої відносної похибки і-го вимірювального комплексу визначається по формулі, %:

________________________________________
/ 2 2 2 2 2 L 2
б = +-1,1 х # ( б + б + б + б + б + S б ) (4)
і mc е mн л лк j=1 лкj

де

S - сума;

б , б - межі припустимих значень відносної похибки для

mc mн

вимірювальних трансформаторів струму (ГОСТ 7746-89) та напруги (ГОСТ 1983-89), %;

б - межа припустимих по ПУЕ втрат напруги в лініях

л

приєднання лічильників до трансформаторів напруги, %;

б - межа припустимої основної похибки лічильника %;

лк

б - сумарна похибка, викликана кутовими похибками ТС і ТН;

е
б - похибки лічильників, які враховують робочі умови

лкj

застосування.

Додаток 9

Приклад обчислення
небалансу електроенергії для електростанції

Визначити припустимий небаланс електроенергії для електростанції, надходження електроенергії на шини якої фіксується двома лічильниками (1 та 2), а відпуск - чотирма (3-6).

Показання всіх лічильників (кількість електроенергії за звітний період), сполучення класів точності лічильників, трансформаторів струму (ТС), трансформаторів напруги (ТН) та відповідні їм похибки, що обчислені по формулі (2) додатку 8, наведені в таблиці:

     ------------------------------------------------------------------
     |  Номер   |Сполучення класів точності |    W,    | б, %   | d   |
     |лічильника|---------------------------|тис. кВт/г|        |     |
     |          |Лічильник |  ТС   |  ТН    |          |        |     |
     |----------+----------+-------+--------+----------+--------+-----|
     |    1     |  0,5     |  0,5  | 0,5    |   5840   |+-0,866 |0,78 |
     |----------+----------+-------+--------+----------+--------+-----|
     |    2     |  1,0     |  0,5  | 0,5    |   1620   |+-1,225 |0,22 |
     |----------+----------+-------+--------+----------+--------+-----|
     |    3     |  1,0     |  0,5  | 0,5    |   3350   |+-1,225 |0,47 |
     |----------+----------+-------+--------+----------+--------+-----|
     |    4     |  1,0     |  0,5  | 0,5    |   1100   |+-1,225 |0,16 |
     |----------+----------+-------+--------+----------+--------+-----|
     |    5     |  1,0     |  0,5  | 0,5    |   1940   |+-1,225 |0,27 |
     |----------+----------+-------+--------+----------+--------+-----|
     |    6     |  1,0     |  0,5  | 0,5    |   750    |+-1,225 |0,1  |
     ------------------------------------------------------------------

Втрати електроенергії в трансформаторах, що отримані в результаті окремого обчислення, складають 110 тис. кВт/г. Рішення: сумарне надходження електроенергії на шини електростанції складе

W = 5840 + 1620 = 7460 тис. кВт/г.

п

Сумарний відпуск:

W = 3350 + 1100 + 1940 + 750 = 7140 тис. кВт/г.

о

Фактичний небаланс:

НБ = (7460 - 7140 - 110) 77460 х 100 = 2,815%, або 210 тис. кВт/г.

ф

Частка електроенергії d, що пройшла через кожний лічильник, визначена по (3) додатку 8 та наведена в таблиці.

Припустимий небаланс електроенергії на цій електростанції в відповідності з (1) додатку 8:

__________________________________________________
/ 2 2 2 2 2 2
НБ = = +-# (0,866 х 0,78 + 1,225 х 0,22 + 1,225 х 0,16 +
п

_____________________________ _____
2 2 2 2 /
1,225 х 0,27 + 1,225 х 0,1 ) = +-# 1,015 = +-1,01

що відповідає діапазону припустимого небалансу від 75 тис. кВт/г надлишку електроенергії до 75 тис. кВт/г нестачі.

Фактичний небаланс більше припустимого на 210 - 75 = 135 тис. кВт/г (1,8% сумарного надходження), що свідчить або про наявність на електростанції неврахованого споживання, або неприпустимих фактичних похибок засобів обліку електроенергії.

Додаток 10

"Затверджую"

    ---------------------------------------------------------
    |    "___"___________199_ р. |  "___"___________199_р.  |
    ---------------------------------------------------------

Акт

про переміщення електроенергії через митний кордон України

Основа: наказ N _____________ від ____________________

Комісія в складі:

Голова _______________________________________________

члени ________________________________________________

Цим актом встановлено, що за _________________________________________________________________________ 199_ р. переміщення

(місяць)

електроенергії, через прикордонний пункт __________________________________________________________________________________:

назва електростанції або підстанції має наступні значення:

------------------------------------------------------------------------------
| N  |Номер  |Об'єкт|  Показання    |Різниця   |Коефі- |Кіл-ть     |Примітка |
|п/п |лічиль-|обліку|  лічильника   |показань  |цієнт  |електро-   |         |
|    |ника   |      |---------------|лічильника|лічиль-|енергії, що|         |
|    |       |      |на 0 г|на 0 г  |за місяць |ника   |врахована  |         |
|    |       |      |1-го  |1-го    |          |       |лічильни-  |         |
|    |       |      |числа |числа   |          |       |ком,       |         |
|    |       |      |тепер.|минулого|          |       |тис. кВт/г |         |
|    |       |      |місяця|місяця  |          |       |           |         |
|----+-------+------+------+--------+----------+-------+-----------+---------|
|    |       |      |      |        |          |       |           |         |
------------------------------------------------------------------------------

Голова комісії __________________________________________________

Члени комісії ___________________________________________________

Розрахункова частина акту

Основа: наказ N __________________ від ________________

Комісія в складі:

Голова ______________________________________________________

члени _______________________________________________________

Цим актом встановлено, що за _____________________________________________________________________________________ 1999_ р.

(місяць)

переміщення електроенергії через зону митного контролю ______________________________________________________________________

________________________________________________________________________________________________________________________

підрозділ НЕК "Укренерго" має остаточні розрахункові значення:

Кількість електроенергії, що врахована лічильниками за місяць ____________ 199_ р. на протилежній стороні __________ тис. кВт/г;

Втрати електроенергії __________ тис. кВт/г;

Розрахункова кількість електроенергії, що приведена до державного кордону України _________ тис. кВт/г,

В тому числі по тарифних зонах

пікова ___________ тис. кВт/г,

напівпікова ___________ тис. кВт/г,

нічна ___________ тис. кВт/г,

Голова комісії __________________________________________________

Члени комісії ___________________________________________________

Додаток 11

                                       ---------------------------
                                       |"___"___________ 199_ р. |
                                       ---------------------------

Акт
проведення перевірки електричних лічильників

Комісія в складі: голова __________________________________________________________________________________________________
представники енергооб'єкту __________________________________________________________________________________________________

цим актом встановила, що була проведена перевірка електричних лічильників, які встановлені на_____________________________________

(найменування електростанції, підстанції)

Перевірка проводилась зразковими приладами________________________________________________________________________________

(тип, клас точності, термін держповірки)

при температурі _______ град. С, частоті ________ Гц, інших умовах_____________________________________________________________

Результати перевірки зведено в таблицю

-----------------------------------------------------------------------------
| N  |Най- |     Перевірені лічильники              |Умови перевірки|Похибка|
|п/п |мену-|----------------------------------------+---------------| б, %  |
|    |вання|Т|Но-|Клас  |Дата  |Пока- |  Коеф-ти    |На |Струм,|соsф|       |
|    |при- |и|мер|точно-|держ- |зання |трансформації|пру|  А   |    |       |
|    |єдна-|п|   |сті   |пов-ки|ліч-ка|-------------|га,|      |    |       |
|    |ння  | |   |      |      |      |  ТС  | ТН   |В  |      |    |       |
|----+-----+-+---+------+------+------+------+------+---+------+----+-------|
|    |     | |   |      |      |      |      |      |   |      |    |       |
-----------------------------------------------------------------------------

В результаті перевірки встановлено, що лічильник _____________________ відповідають (не відповідають) тип, номер

встановленому класу точності _________. Проведена заміна лічильників.

        ------------------------------------------------------------
        | N |Найменування|      Встановлені лічильники      | соsф |
        |п/п|приєднання  |----------------------------------|      |
        |   |            |Тип|Номер|Клас    |Дата    |Показ.|      |
        |   |            |   |     |точності|держпов.|ліч-ка|      |
        |---+------------+---+-----+--------+--------+------+------|
        ------------------------------------------------------------

Під час перевірки лічильників недовипуск електроенергії склав ________________________________ кВтг. Облік опломбовано відтисками

___________ ЕС.

Зміст
Інструкції про порядок комерційного обліку електричної енергії

Стор.

Область використання

1. Основні визначення

2. Загальні положення

3. Облік електроенергії на електростанціях

4. Облік електроенергії на підстанціях 220 кВ і вище

5. Облік електроенергії на підстанціях 110 кВ і нижче з перетіканнями електроенергії між постачальниками електроенергії

6. Облік електроенергії на міждержавних лініях електропередачі

7. Облік реактивної електроенергії

8. Автоматизація обліку електроенергії

9. Порядок зняття показань розрахункових лічильників

10. Організація експлуатації приладів обліку електроенергії

Розрахунковий облік електроенергії Технічний облік електроенергії

Додаток 1. Елементи витрат електроенергії на власні потреби електростанцій та підстанцій

Додаток 2. Елементи витрат електроенергії на господарські потреби електростанцій, підстанцій та електричних мереж

Додаток 3. Перелік нормативних документів, що використовувалися в Інструкції

Додаток 4. Паспорт-протокол вимірювального комплексу

Додаток 5. Акт виробітку та відпуску електроенергії на електростанції

Додаток 6. Акт про складання балансу електроенергії на підстанції

Додаток 7. Припустимі класи точності розрахункових лічильників електроенергії і вимірювальних трансформаторів для об'єктів обліку

Додаток 8. Визначення припустимого небалансу і межі припустимої похибки

Додаток 9. Приклад обчислення небалансу електроенергії для електростанції

Додаток 10. Акт про переміщення електроенергії через митний кордон України

Додаток 11. Акт проведення перевірки електричних лічильників