Г.А.Л._Изб. раб. по АСКУЭ

Рекомендуется устанавливать счетчики, которые позволяют учитывать реальные погрешности измерительных трансформаторов в конкретных точках учета путем занесения фактических токовых и угловых погрешностей, полученных на основе поверки трансформаторов по месту их установки с помощью мобильных поверочных лабораторий, в нормативную часть базы данных счетчиков и автоматической коррекции измеренных значений электроэнергии и мощности по введенным погрешностям. Алгоритм коррекции показаний счетчиков должен быть аттестован в установленном порядке.

121. В точках учета на межгосударственных линиях электропередачи должны применяться трехфазные измерительные ТТ и ТН или однофазные трансформаторы, устанавливаемые в каждой из трех фаз. Измерительные трансформаторы должны удовлетворять общим требованиям, изложенным в главе 3 настоящих Правил, а также дополнительным требованиям, приведенным ниже.

Эксплуатационная документация на измерительные ТТ и ТН должна иметь указания о зависимости погрешностей трансформаторов от следующих влияющих факторов: а) первичного тока (напряжения), б) сопротивления (мощности) вторичной нагрузки, в) частоты сети, г) температуры окружающей среды, д) частоты и интенсивности вибраций.

Необходимо обеспечить симметричную нагрузку ТТ и ТН. При установке измерительных трансформаторов должен быть реализован свободный доступ к ним обслуживающему персоналу с измерительным оборудованием для выполнения измерений характеристик измерительных трансформаторов на местах их эксплуатации.

Измерительные ТН, устанавливаемые в точках межгосударственного учета на линиях высокого и сверхвысокого напряжения (более 110 кВ) должны иметь класс точности 0,2, а на линиях среднего напряжения (выше 6 кВ) – класс точности не хуже 0,5 .

Измерительные ТТ на генераторах, межгосударственных перетоках всех классов напряжений выше 10 кВ и на межсистемных перетоках напряжением 110 кВ и выше должны иметь класс точности 0,2S. Для линий электропередачи более низкого напряжения ТТ должны иметь класс точности не хуже 0,5S.

Каждый счетчик должен подключаться к отдельной вторичной измерительной обмотке ТТ. Не допускается перегрузка вторичной обмотки трансформатора тока выше ее номинальной мощности.

Подключение ко вторичной обмотке измерительного ТТ, к которой присоединена последовательная цепь счетчика, каких-либо других измерительных приборов, а также средств релейной защиты и автоматики, запрещается.

Использование вторичных обмоток релейной защиты измерительных ТТ для подключения счетчиков не разрешается.

По согласованию сторон, при использовании основного и дублирующего счетчиков на номинальный ток 1А, допускается их последовательное включение в одну вторичную измерительную обмотку ТТ.

122. Расчетный учет по межгосударственным перетокам должен быть реализован как составная часть единой системы автоматизированного учета – АСКУЭ ММПГ, содержащей на нижнем уровне ряд систем учета переточных подстанций Белорусской энергосистемы (БЭ) с межгосударственными перетоками, а на верхнем уровне – корпоративную вычислительную сеть (КВС) оператора расчетного учета (ОРУ) БЭ или другого субъекта, выполняющего задачи управления коммерческого оборота электроэнергии в рамках АСКУЭ ММПГ, с соответствующим центром сбора и обработки данных (далее - центр), а также центры соответствующих РУП-облэнерго.

Доступ ОРУ БЭ с верхнего уровня к данным систем учета нижнего уровня всех переточных подстанций должен производиться по интранет-технологиям с использованием пространства интранет-адресов (IP-адресов) в рамках АСКУЭ ММПГ и АСКУЭ-облэнерго.

Недопустимо (по соображениям безопасности и не гарантированной поставки данных учета) использовать для этих целей публичный Интернет или публичные сети операторов мобильной сотовой связи.

АСКУЭ ММПГ должна позволять передавать данные расчетного учета межгосударственных перетоков в системы учета энергосистем сопредельных государств с использованием Интернета или других технологий. По соглашению сторон разрешается использовать для этих целей публичный Интернет и публичные сети операторов мобильной сотовой связи.

123.АСКУЭ каждой переточной подстанции, содержащей межгосударственные перетоки, должна строиться как двухили трехуровневая система, использующая на нижнем уровне первичные средства учета (измерительные трансформаторы, счетчики), на среднем уровне – специализированные вторичные средства учета (УСПД). Рекомендуется использовать на верхнем уровне для обслуживаемых подстанций – локальную вычислительную сеть объекта учета.

Передача данных расчетного учета с системы учета подстанции на верхний уровень АСКУЭ в центры ОРУ БЭ и областные республиканские унитарные предприятия электроэнергетики (далее РУП-облэнерго) разрешается только с первичных и (или) специализированных вторичных средств учета. В случае установки на подстанции счетчиков, способных выполнять функции группового сбора данных УСПД, допускается использовать один из счетчиков в качестве УСПД без установки на подстанции отдельного УСПД.

Связь между системами учета подстанций и уровнем ОРУ БЭ и РУП-облэнерго должна строиться на основе быстродействующих каналов связи, включая выделенные собственные или арендованные проводные каналы, волоконно-оптические и радиоканалы.

Для обеспечения надежной передачи информации от объектов АСКУЭ ММПГ в центры следует использовать не менее двух каналов связи: основной и резервный.

124.Системы учета должны работать в реальном времени и в автоматическом режиме передавать (принимать) информацию в базы данных центров.

Дискретность автоматического сбора данных с нижнего уровня систем учета подстанций на верхний уровень ОРУ БЭ и РУП-облэнерго должна выбираться из диапазона 3,6,15,30 или 60 минут. Следует, в целях эффективного контроля усредненных получасовых или часовых мощностей суточных графиков мощностей, производить сбор данных с дискретностью 3 мин.

Верхний уровень АСКУЭ ММПГ и систем учета каждой подстанции должны обеспечивать своей технической реализацией и используемыми протоколами передачи данных минимальные задержки передачи данных расчетного учета с нижнего уровня на верхний. Максимальная задержка получения данных расчетного учета в этом режиме от всех переточных подстанций на уровне центров ОРУ БЭ и РУП-облэнерго не должна превышать 50% от интервала автоматического сбора данных.

Система должна гарантировать сбор данных от всех счетчиков, зарегистрированных в базе данных центров. Очередной цикл опроса считается законченным, когда данные всех опрашиваемых счетчиков помещаются в базы данных соответствующих центров.

125.Система учета должна позволять запрашивать с уровня ОРКУ БЭ данные расчетного учета систем учета переточных подстанций в режиме запроса оператора или ином режиме, отличном от периодического автоматического запроса, непосредственно с первичных средств учета. Разрешается реализация такого опроса транзитом через вторичные специализированные средства учета.

Система учета должна позволять получать на уровне ОРУ БЭ и РУП-облэнерго, помимо данных расчетного учета, диагностическую информацию систем учета переточных подстанций, свидетельствующую о техническом состоянии первичных и вторичных средств учета, а также другую информацию, влияющую на оценку достоверности данных коммерческого учета.

Все системы учета переточных подстанций должны работать в едином масштабе времени и синхронизироваться от источника точного времени. Максимальное отклонение текущего времени любого средства учета АСКУЭ ММПГ от точного времени не должно превышать в любой момент времени ± 5 с.

Рекомендуется независимая синхронизация всех средств АСКУЭ ММПГ от радиосигнала источника точного времени. Допускается синхронизация систем учета переточных подстанций с уровня ОРУ БЭ или РУП-облэнерго по каналам связи.

126. Дополнительные условия учета электроэнергии и мощности, их потерь, а также другие вопросы, связанные с расчетным учетом и особенностями учета межгосударственных перетоков, должны определяться на основе технического задания на создание АСКУЭ ММПГ и с учетом требований других сторон, участвующих в межгосударственных контрактных поставках электроэнергии и мощности.

ГЛАВА14

ОСОБЕННОСТИ УЧЕТА МЕЖСИСТЕМНЫХ ПЕРЕТОКОВ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ (МОЩНОСТИ) И ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ОБЛАСТНЫХ ЭНЕРГОСИСТЕМАХ

127. Межсистемные перетоки электроэнергии и мощности осуществляются внутри Белорусской энергосистемы по магистральным и другим линиям электропередачи всех уровней напряжений, соединяющих областные (региональные) энергосистемы.

Расчетный учет межсистемных перетоков должен производиться одновременно как в АСКУЭ ММПГ, так и в АСКУЭ-облэнерго. По расчетному учету межгосударственных, межсистемных перетоков и генерации АСКУЭ-облэнерго должны быть совместимы на уровне протоколов связи и обмена данными с АСКУЭ ММПГ и строиться согласно общим требованиям настоящих Правил и в соответствии с проектами, согласованными энергоснабжающими организациями.

В рамках АСКУЭ-облэнерго должен быть реализован дополнительно расчетный учет электроэнергии и мощности по всем субъектам и объектам энергосистемы - ФЭС, РЭС, электростанциям, переточным, транзитным и тупиковым подстанциям, а также учет по потребителям всех видов и групп за счет совместной работы АСКУЭ-облэнерго с соответствующими АСКУЭ-промышленность и АСКУЭ-быт региона.

Сечения расчетного учета электроэнергии и мощности в РУП-облэнерго должны выполняться по границам балансовой принадлежности сетей всех субъектов РУП-облэнерго

ипотребителей.

128.Каждая АСКУЭ-облэнерго должна строиться как единая система, содержащая на нижнем уровне множество систем расчетного учета отдельных субъектов энергосистемы (электросетей и электростанций) и потребителей, а на верхнем уровне – корпоративную вычислительную сеть (КВС) регионального оператора расчетного учета (РОРУ) или другого субъекта, выполняющего задачи управления коммерческим оборотом электроэнергии в АСКУЭ-облэнерго. Соответствующие системы учета субъектов энергосистемы должны содержать в рамках своих КВС центры сбора и обработки данных (далее - центры).

Доступ РОРКУ с верхнего уровня АСКУЭ-облэнерго к данным АСКУЭ нижнего уровня всех субъектов энергосистемы должен производиться по интранет-технологиям с использованием пространства интранет-адресов (IPадресов) в рамках отраслевой региональной интранет-сети.

Недопустимо по соображениям безопасности и не гарантированной доставки данных учета использовать для этих целей публичный Интернет или публичные сети операторов мобильной сотовой связи.

Доступ субъектов энергосистемы и пользователей к данным расчетного учета АСКУЭ-облэнерго должен производиться на договорной основе через РОРУ с использованием интернет-технологий. Допускается использовать в этих целях публичный Интернет и публичные сети операторов мобильной сотовой связи.

129. АСКУЭ субъектов энергосистемы, имеющих в сечении расчетного учета более одной точки учета, должны строиться как двухили трехуровневые системы, имеющие на нижнем уровне расчетные первичные средства приборного учета (измерительные трансформаторы, счетчики), на среднем уровне – специализированные вторичные средства учета (УСПД) и на верхнем – КВС субъекта учета. В случае установки на объектах счетчиков, способных выполнять функции сбора данных УСПД, разрешается использовать один из счетчиков в качестве УСПД без установки на объекте отдельного УСПД.

Передача данных расчетного учета с системы учета субъекта на верхний уровень АСКУЭ-облэнерго допускается только с первичных и (или) специализированных вторичных средств учета (УСПД).

Связь между системами учета субъектов энергосистемы и уровнем РОРКУ должна строиться на основе быстродействующих каналов связи, включая выделенные собственные и арендуемые проводные каналы, волоконно-оптические и радиоканалы.

Для обеспечения надежной передачи информации от объектов АСКУЭ-облэнерго в центры рекомендуется использовать не менее двух каналов связи: основной и резервный.

130.Сбор данных с нижних уровней АСКУЭ-облэнерго на верхние должен производиться в автоматическом режиме. Дискретность автоматического сбора данных с нижнего уровня АСКУЭ на уровень РОРУ должна выбираться из диапазона 3,6,15,30 или 60 минут. Рекомендуется производить сбор данных с дискретностью 3 мин в целях эффективного контроля усредненных получасовых или часовых мощностей суточного графика нагрузки по линии электропередачи.

АСКУЭ-облэнерго и каждого субъекта энергосистемы должны обеспечивать своей технической реализацией и используемыми протоколами передачи данных минимальные задержки передачи данных расчетного учета с нижнего уровня на верхний. Максимальная задержка получения данных учета на верхних уровнях АСКУЭ-облэнерго и субъектов энергосистемы не должна превышать 50% от интервала автоматического сбора данных.

Система должна гарантировать сбор данных от всех счетчиков, зарегистрированных в базе данных РОРУ и субъектов энергосистемы. Цикл опроса считается законченным, когда данные всех опрашиваемых счетчиков помещаются в базу данных центра РОРУ и центров субъектов энергосистемы.

АСКУЭ-облэнерго должна позволять запрашивать с уровня РОРУ данные расчетного учета систем учета субъектов в режиме запроса оператора или ином режиме, отличном от периодического автоматического запроса, непосредственно с первичных средств учета. Разрешается реализация такого опроса транзитом через специализированные вторичные средства учета систем учета субъекта энергосистемы.

АСКУЭ-облэнерго должна позволять получать на уровне РОРУ, помимо данных расчетного учета, диагностическую информацию систем учета субъектов, свидетельствующую о техническом состоянии первичных и вторичных средств учета, а также другую информацию, влияющую на оценку достоверности данных учета.

АСКУЭ-облэнерго и субъектов энергосистемы должны работать в едином масштабе времени и синхронизироваться от источников точного времени. Максимальное отклонение текущего времени любого средства учета систем учета от точного времени не должно превышать в любой момент времени ±5 с.

Рекомендуется независимая синхронизация всех средств АСКУЭ-облэнерго от радиосигнала источника точного времени. Разрешается синхронизация АСКУЭ субъектов энергосистемы с уровня РОРУ по каналам связи.

131.Общие требования к расчетным счетчикам АСКУЭ-облэнерго и субъектов энергосистемы приведены в главе 4 настоящих Правил.

Общие требования к измерительным ТТ и ТН, используемым в АСКУЭ-облэнерго и субъектов энергосистемы приведены в главе 3. Дополнительные требования к измерительным ТТ и ТН АСКУЭ-облэнерго аналогичны требованиям, изложенным в пункте 121 главы 13 настоящих Правил.

При создании АСКУЭ-облэнерго и субъектов энергосистемы следует стремиться к максимальной унификации решений на техническом (выбор ТТ, ТН, счетчиков, УСПД), информационном (выбор алгоритмов обработки и протоколов обмена данными) и программном (выбор баз данных и программных комплексов АСКУЭ) уровнях их реализации.

ГЛАВА 15 ТРЕБОВАНИЯ К РАЗМЕЩЕНИЮ, УСТАНОВКЕ И ПОДКЛЮЧЕНИЮ

СРЕДСТВ ПРИБОРНОГО УЧЕТА

132. Средства первичного и вторичного учета различных субъектов электроэнергетики и пользователей должны размещаться в закрытых помещениях с рабочими климатическими условиями, указанными в эксплуатационной документации на соответствующие средства, в доступных для обслуживания и контроля местах, защищенных от вредных внешних воздействий (значительных перепадов температуры, влаги, пыли, агрессивной химической среды, вибраций, ударных нагрузок, ионизирующих и электромагнитных излучений и т.д.).

Общедомовые средства учета (балансные и общедомовые счетчики и т.д.) в многоквартирных жилых домах необходимо размещать в ВРУ, расположенном, как правило, в электрощитовом помещении на первом этаже здания.

Разрешается размещение средств учета в не отапливаемых помещениях и коридорах распределительных устройств электростанций и подстанций, а также в шкафах наружной установки, в том числе на открытых распределительных устройствах электростанций и подстанций и на опорах линий электропередачи (по согласованию с электросетевыми подразделенями энергоснабжающей организации) .

133.Первичные средства учета электроэнергии, вырабатываемой генераторами электростанций, следует устанавливать в помещениях с нормальной температурой окружающей среды. При отсутствии таких помещений, средства учета рекомендуется помещать в специальные шкафы, в которых должна поддерживаться указанная температура.

Первичные и специализированные вторичные средства учета электроэнергии должны устанавливаться в шкафах, камерах комплектных распределительных устройств (КРУ, КРУН), на панелях, щитах, в нишах, на стендах, имеющих жесткую конструкцию. Рекомендуется крепление этих средств в металлических защитных щитках.

Высота от пола до коробки зажимов счетчиков должна быть в пределах 0,8 - 1,7 м.

В местах, где имеется опасность механических повреждений средств учета или их загрязнения, а также в местах, доступных для посторонних лиц (проходы, лестничные клетки

ит. п.), средства учета должны размещаться в запирающихся на замок шкафах с окошками на уровне табло средств учета для визуального контроля их показаний.

Рекомендуется устанавливать аналогичные шкафы и для совместного размещения трансформаторов тока, счетчиков и УСПД при выполнении учета у потребителей на стороне низшего напряжения (на вводах ).

Конструкции и размеры шкафов, ниш, щитков и т. п. должны обеспечивать удобный доступ к зажимам счетчиков и трансформаторов тока, а также к разъемам и интерфейсам УСПД. Должна быть обеспечена возможность удобной и безопасной замены приборов. Конструкция крепления приборов учета на панелях и в шкафах должна обеспечивать возможность их установки и съема с лицевой стороны.

134.Электропроводка к счетчикам и измерительным трансформаторам должны отвечать требованиям, приведенным в ПУЭ. В электропроводке к расчетным счетчикам не допускаются пайки и промежуточные соединения.

При монтаже электропроводки для присоединения счетчиков непосредственного и трансформаторного включения для безопасного проведения работ по проверке работы узла учета, снятия векторных диаграмм и измерений токовыми клещами необходимо оставлять около счетчиков концы длиной не менее 120 мм, вертикально расположенные от цоколя

счетчика. Оболочка нулевого провода на длине 100 мм перед счетчиком должна иметь отличную окраску или специальную метку, а фазных проводов - надлежащее соединение, расположение, надписи, маркировку, расцветку. Должна быть обеспечена возможность легкого распознавания частей, относящихся к отдельным их элементам, простота и наглядность.

Для безопасной установки и замены счетчиков в сетях напряжением до 660 В должна предусматриваться возможность отключения счетчика установленными до него на расстоянии не более 10м коммутационным аппаратом или предохранителями (для счетчиков непосредственного включения) и - не более 2 м испытательной колодкой (для счетчиков трансформаторного включения). Снятие напряжения должно предусматриваться со всех фаз, присоединяемых к счетчику.

Измерительные ТТ, используемые для присоединения счетчиков на напряжении до 660В, должны устанавливаться после коммутационных аппаратов по направлению потока мощности.

135. Заземление (зануление) счетчиков и трансформаторов тока должно выполняться в соответствии с требованиями ПУЭ.

При наличии на объекте нескольких присоединений с отдельным учетом электроэнергии на панелях счетчиков должны быть надписи наименований присоединений.

Расчетные счетчики должны иметь на винтах, крепящих кожух счетчика, пломбы с клеймом госповерителя, а на крышках клеммных колодок счетчика – пломбы энергоснабжающей организации. На измерительных трансформаторах должны быть клеймы госповерителя. Клеммные крышки вторичных обмоток низковольтных трансформаторов тока, двери ячеек с высоковольтными трансформаторами тока и трансформаторами напряжения, приводы разъединителей и автоматы вторичных цепей трансформаторов напряжения пломбируются энергоснабжающей организацией. На УСПД должна быть пломба энергоснабжающей организации.

Рекомендуется устанавливать вторичные средства учета, включая УСПД, модемы и блоки питания, в отдельные запираемые настенные шкафы, размещаемые внутри помещений электростанций, подстанций, щитовых и других объектов учета.

ГЛАВА 16 ОРГАНИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ СРЕДСТВ

ПРИБОРНОГО УЧЕТА

136.Для каждой электроустановки должна быть утверждена в установленном порядке схема размещения приборов расчетного и технического учета, соответствующая полному вводу электроустановки в эксплуатацию в соответствии с проектом.

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

Каждый измерительный канал, введенный по нормальной или временной схеме размещения приборов расчетного и технического учета, должен иметь технический паспортпротокол с указанием всех предельных значений суммы основной и дополнительной погрешности приборов учета и измерительного канала в целом в рабочих условиях эксплуатации (Приложение 9).

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

137.При выводе в ремонт одного из измерительных ТТ, включенных на сумму токов

сдругим трансформатором тока этого же присоединения, измерительный керн выводимого в ремонт трансформатора тока должен быть отсоединен от цепей учета.

Перестановка и замена приборов учета, установленных в соответствии с проектом, допустима только с согласия энергоснабжающей организации.

При проведении любого вида работ, связанных с изменением или нарушением схемы учета электроэнергии, а также в случаях снятия пломб энергоснабжающей организации, потребитель обязан перед началом работ письменно известить об этом энергоснабжающую организацию не менее чем за пять дней.

138. Измерительные трансформаторы и расчетные счетчики подлежат периодической поверке метрологическими службами, аккредитованными Госстандартом. Поверка осуществляется по утвержденным методикам поверки с использованием соответствующего поверочного оборудования.

Периодичность и объем поверки приборов учета должны соответствовать требованиям действующих нормативно-технических документов, в частности, установленным межповерочным интервалам.

Положительные результаты поверки приборов учета удостоверяются знаком поверки. Поверенные приборы учета должны иметь на креплении кожухов пломбы госповерителя. Пломбы энергоснабжающей организации устанавливаются на крышках зажимных коробок (клеммных крышках) приборов учета.

Нарушение пломб, установленных на приборах расчетного учета, лишает законной силы учет электроэнергии, переводя потребителя в разряд безучетного потребления.

Поверки приборов учета производятся в лабораторных условиях. В тех случаях, когда отсутствует возможность демонтажа приборов учета на месте установки и доставки их в лабораторию (например, для крупногабаритных высоковольтных измерительных трансформаторов тока и напряжения), разрешается производить поверку приборов учета по месту их установки. Периодичность и объем поверок приборов учета на месте их установки устанавливаются соответствующими методиками поверки.

Поверка на месте установки прибора учета, если это предусмотрено местной инструкцией, должна производиться госповерителем совместно с представителем энергоснабжающей организации и в присутствии лица, ответственного за учет электроэнергии на энергообъекте. Результаты поверки оформляются актом.

Персонал энергоснабжающей организации выполняет работы по проведению поверки приборов учета на объекте с соблюдением требований безопасности, изложенных в «Правилах техники безопасности при эксплуатации электроустановок».

Если при поверке на месте установки установлено, что погрешность прибора учета превышает допустимую, прибор должен быть заменен.

139. Ответственность за сохранность приборов учета, их пломб и за соответствие цепей учета электроэнергии установленным требованиям, регламентируется в соответствующих нормативных правовых актах и в договоре на электроснабжение.

Ответственность за содержание и техническое состояние приборов учета несет организация, на чьем балансе находится электроустановка.

140. Обслуживание и ремонт средств и систем расчетного учета, независимо от места их установки, ведомственной принадлежности и формы собственности, должны выполняться на базе лабораторий, центров или специализированных ремонтных участков энергоснабжающих организаций персоналом, прошедшим специальный курс обучения и получившим допуск к выполнению этих работ.

Обслуживание и ремонт средств и систем расчетного учета разрешается проводить по согласованию с энергоснабжающими организациями силами других организаций.

При обслуживании средств приборного учета электроэнергии должны выполняться организационные и технические мероприятия по обеспечению безопасности работ в соответствии с нормативно-правовыми актами.

141. Порядок приема системы расчетного учета в эксплуатацию определяется энергоснабжающей организацией в соответствии с действующими нормативными правовыми документами..

ПРИЛОЖЕНИЕ 1 (Справочное)

Типовые структурные схемы цифровых АСКУЭ

а) классическая трехуровневая схема

kWh

ПРИЛОЖЕНИЕ 3

Утверждаю

"____" __________200_ г.

Акт о составлении баланса электроэнергии

на подстанции

Основание: Приказ № ______ от "____" ______________________ 200_ г. Комиссия в составе:

Председатель ___________________

Члены: _________________________

Настоящий акт составлен в том, что за ___________ месяц 200_ г. поступление электроэнергии, потребление на собственные и хозяйственные нужды и отпуск с шин подстанции следующие:

Приведенная форма таблицы заполняется по следующим разделам (по объектам учета раздельно и в целом):

1.Поступило от энергосистемы на шины подстанции (WП). 2.Расход на собственные нужды (WCH).

3.Расход на хозяйственные нужды (WХН).

4.Расход на производственные нужды энергосистемы (WПН). 5.Отпуск потребителям (WОП).

6.Отпуск электроэнергии в энергосистему (WОЭ).

7.Потери электроэнергии в понижающих трансформаторах ( WТР). 8. Расчет допустимого небаланса по формуле ().

9.Баланс электроэнергии на подстанции:

9.1.Поступило на шины, всего (1) __________________________________________

9.2.Расход электроэнергии на подстанции, всего (2-3) _________________________