3. "РД 34.09.101-94. Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении" (утв. Минтопэнерго РФ 02.09.1994) (ред. от 22.09.1998, с изм. от 13.11.2010) (вместе с "Номенклатурой элементов расхода электроэнергии на собственные нужды тепловых электростанций", утв. Постановлением Госкомстата РФ от 16.06.1993 N 99, "Номенклатурой элементов расхода электроэнергии на собственные нужды гидроэлектростанций", утв. Постановлением Госкомстата РФ от 29.09.1992 N 161, "Номенклатурой элементов расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций", утв. Главтехуправлением Минэнерго СССР 23.04.1981)

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

3.2. Классы точности и количество расчетных счетчиков электроэнергии должны соответствовать указанному в [1].

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

на генераторах;

на трансформаторах собственных нужд;

на линиях, присоединенных к шинам основного напряжения собственных нужд;

у потребителей электроэнергии на хозяйственные нужды;

на межсистемных линиях электропередачи;

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

на резервных возбудителях <*>.

--------------------------------

<*> Расход электроэнергии на резервное возбуждение исключается одновременно из выработки данного генератора и расхода электроэнергии на собственные нужды электростанции.

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

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

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

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

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

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

Оборудование и внутристанционные линии, потери электроэнергии в которых относятся к потерям в станционной электросети, включают:

главные (повышающие) трансформаторы и автотрансформаторы связи;

распределительные устройства;

линии электропередачи и шинопроводы;

отдельно стоящие подстанции (находящиеся на балансе электростанции).

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

3.7. При наличии на электростанции, находящейся на самостоятельном балансе (блок-станции), шин нескольких классов напряжения и транзита электроэнергии через главные трансформаторы и автотрансформаторы связи дополнительные потери электроэнергии в трансформаторах (автотрансформаторах) от этих перетоков следует определять в соответствии с [10] и относить к потерям в станционной электросети.

3.8. Для контроля достоверности учета электроэнергии на электростанции назначается комиссия, которая ежемесячно составляет баланс и оформляет акт выработки и отпуска электроэнергии по показаниям счетчиков на 24.00 ч местного времени последних суток отчетного месяца, снятым персоналом электростанции (Приложение 5).

Состав комиссии утверждается приказом. Порядок ее назначения определяется местной инструкцией.

Первый экземпляр акта остается на электростанции, второй передается 2-го числа каждого месяца в местное предприятие Энергонадзора, третий - в соответствующий территориальный орган управления энергетики и электрификации (для электростанций РАО "ЕЭС России").

В баланс должны включаться следующие сведения:

выработка электроэнергии генераторами (Wг);

поступление электроэнергии от АО-энерго или других собственников (Wэс);

расход электроэнергии на собственные нужды (Wсн);

расход электроэнергии на хозяйственные нужды (Wхн);

расход электроэнергии на производственные нужды (Wпн);

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

отпуск электроэнергии с шин электростанции в сети АО-энерго или других собственников (Wос);

потери электроэнергии и станционной электросети (ДЕЛЬТА Wсс).

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

Если одними и теми же счетчиками учитывается расход электроэнергии на собственные и производственные нужды, а электростанция в течение месяца работала с выработкой электроэнергии в режиме котельной и (или) находилась в консервации или резерве, то данные по этим периодам должны быть отражены в разд. III и V акта отдельными строками. При этом в графах 4 и 5 указываются показания счетчиков на начало и конец упомянутых периодов (в пределах отчетного месяца), а в графе 9 - даты начала и конца периодов (в разд. V, кроме того, в графе 9 указывается, работала ли электростанция в режиме котельной, находилась ли в консервации или резерве).

3.9. Запись показаний счетчиков, по которым составляется баланс электроэнергии, должна производиться в соответствии с маршрутом, устанавливаемым местной инструкцией.

3.10. При значительной протяженности шинопроводов напряжением 330 кВ и выше рекомендуется учитывать в расходной части баланса потери в них на корону, которые определяются по методике, изложенной в [3].

3.11. Потери электроэнергии в главных трансформаторах электростанции определяются, как правило, расчетным путем [2]:

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

переменные потери - на основе фактического графика нагрузки трансформаторов.

Эти потери допускается определять по счетчикам соответствующих классов точности.

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

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

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

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

                           НБфэ <= НБд

       (Wг + Wэс) - (Wсн + Wхн + Wпн) - (Wоп + Wос) - ДЕЛЬТА Wсс
НБфэ = --------------------------------------------------------- x
                              Wг + Wэс

                               x 100%                        (3.1)

Составляющие формулы (3.1) приведены в п. 3.8.

3.15. Значение допустимого небаланса следует определять по формуле

             -------------------------------------------
            / k        2      2      m        2      2
НБд = +/-  / SUM дельта ni x d ni + SUM дельта oi x d oi x 100% <*>,
         \/  i=1                    i=1
                                                             (3.2)

--------------------------------

<*> Погрешность определения потерь электроэнергии в станционной электросети допускается не учитывать.

где дельта ni (дельта oi) - суммарная относительная погрешность i-го измерительного комплекса, состоящего из трансформатора напряжения (ТН), трансформатора тока (ТТ) и счетчика, учитывающего поступившую (отпущенную) электроэнергию;

dni (doi) - доля электроэнергии, поступившей (отпущенной) через i-й измерительный комплекс - см. формулу (3.3);

k - число измерительных комплексов, учитывающих электроэнергию, поступившую (отпущенную) на шины (с шин) электростанции;

m - число измерительных комплексов, учитывающих отпущенную (поступившую) электроэнергию (в том числе на собственные и хозяйственные нужды электростанции).

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

                                  Wi
                            di = -----,                      (3.3)
                                 Wn(o)

где Wi - количество электроэнергии, учтенной i-м измерительным комплексом за отчетный период;

Wn(o) - суммарное количество электроэнергии, поступившей (отпущенной) на шины (с шин) электростанции за отчетный период.

3.17. Предел допустимой относительной погрешности i-го измерительного комплекса определяется по формуле

                      ------------------------------------------
                     /      2          2          2          2
дельта i = +/- 1,1 \/ дельта 1 + дельта u + дельта л + дельта ос,

                                                             (3.4)

где дельта 1, дельта u - пределы допустимых значений относительной погрешности соответственно ТТ (ГОСТ 7746-89) и ТН (ГОСТ 1983-89), %;

дельта л - предел допустимых ПУЭ потерь напряжения в линиях присоединения счетчиков к ТН, %;

дельта ос - предел допустимой основной погрешности индукционного (ГОСТ 6570-75) или электронного (ГОСТ 26035-83) счетчиков, %.

3.18. Если значение фактического небаланса, полученное по формуле (3.1), больше значения допустимого небаланса, определенного по формуле (3.2), необходимо выявить причины этого и принять меры по их устранению.