МАТЕРИАЛЫ

МИНИСТЕРСТВО
ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ СССР
ГЛАВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ
ГОСУДАРСТВЕННОГО ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО НАДЗОРА
ГЛАВГОСЭНЕРГОНАДЗОР
ИНСТРУКТИВНЫЕ
МАТЕРИАЛЫ
ГЛАВГОСЗНЕРГОНАДЗОРА
Издание третье,
переработанное и дополненное
Москва
Энергоатомиздат
1986

ББК 31.1
И 72
УДК 621.3.004.58 (083.96)
Составители: Ю. В. Копытов, Н. А. Крылова
■ ~u,t
Инструктивные материалы Главгосэнергонадзо-
И 72'ра/Минэнерго СССР,—3-е изд., перераб. и доп.—
М.: Энергоатомиздат, 1986.— 352 с.: ил.
Второе издание вышло в 1983 г. В третье издание включены дей¬
ствующие иа 15 июля 1985 г. положения, касающиеся энергетического надзо¬
ра в СССР, инструктивные н руководящие материалы, одобренные Главгосэнерго¬
надзором Минэнерго СССР, разъяснения правил Госгортехнадзора СССР и др.
В третье издание не включены материалы, опубликованные во втором издании.
Для инспекторов, осуществляющих энергетический надзор за электростан¬
циями, для энергетиков и электротехников, работающих на предприятиях в про¬
мышленности, на транспорте, в коммунально-бытовом н сельском хозяйстве.
2302050000-322 J?J
051(01)-86
ББК 31.1
© Государственная инспекция по энергонадзору
Министерства энергетики и электрификации СССР,
изд-во «Энергия», 1977
© Энергоатомиздат, с изменениями, 1983
© Энергоатомиздат, с изменениями, 1986

ПРЕДИСЛОВИЕ
В настоящее издание включены инструктивные и руководящие
материалы по государственному энергетическому надзору, разъяснения
отдельных требований «Правил устройства электроустановок», «Пра¬
вил технической эксплуатации электроустановок потребителей» и
«Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок
потребителей», инструктивные материалы по котлонадзору, указания
по компенсации реактивной мощности, по контролю и анализу ка¬
чества электроэнергии, изданные и введенные в действие за период
с июля 1981 по март 1985 г.
После выхода настоящего Сборника утрачивают силу следующие
материалы из 2-го издания Сборника (1983 г.):
«Инструкция о порядке составления и применения графиков огра¬
ничения и отключения потребителей при недостатке электрической
мощности и энергии в энергосистемах и их объединениях»;
«Порядок установления лимитов электрической мощности и конт¬
роля за соблюдением лимитов предприятиями и организациями»;
«Порядок утверждения и распределения планов потребления элект¬
роэнергии».
«Инструктивные материалы Главгосэнергонадзора» предназнача¬
ются для инспекторов, осуществляющих энергетический надзор за
электро- и теплоиспользующими установками, энергетиков, работаю¬
щих на промышленных предприятиях, транспорте, в коммунально¬
бытовом и сельском хозяйстве, а также для работников проектных
и научно-исследовательских институтов.
Инструктивные материалы помогут широкому кругу энергетиков,
работающих в различных отраслях народного хозяйства, в организа¬
ции работы по экономии электрической и тепловой энергии, принятии
оптимальных решений при проектировании и эксплуатации энергети¬
ческих установок, обеспечивающих повышение надежности энергоснаб¬
жения н безопасности обслуживания.
Номера информационных писем (и. п.) Главгосэнергонадзора
Минэнерго СССР, включенные в Сборник, указаны в содержании.

Раздел первый
ГОСУДАРСТВЕ Н Н Ы Й
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ НАДЗОР
1.	ПОЛОЖЕНИЕ О ГОСУДАРСТВЕННОМ
ЭНЕРГЕТИЧЕСКОМ НАДЗОРЕ В СССР
1.	Основной задачей государственного энергетического надзора
в СССР является контроль за рациональным и эффективным исполь¬
зованием электрической и тепловой энергии на предприятиях, в орга¬
низациях и учреждениях независимо от их ведомственной подчинен¬
ности; соблюдением предприятиями, организациями и учреждениями
установленных лимитов и режимов потребления электрической и
тепловой энергии и выполнением заданий по ее экономии; техни¬
ческим состоянием электростанций министерств и ведомств (кроме
блок-станций), электрических и теплоиспользующих установок; прове¬
дением мероприятий, обеспечивающих безопасное обслуживание элект¬
рических и теплоиспользующих установок; соблюдением предприя¬
тиями, организациями и учреждениями требований государственного
стандарта к качеству электрической и тепловой энергии.
2.	В систему органов, осуществляющих государственный энерге¬
тический надзор в СССР, входят Главное управление государствен¬
ного энергетического надзора (Главгосэнергонадзор) Министерства
энергетики и электрификации СССР, управления (отделы) энергетиче-
скогр надзора министерств (главных управлений) энергетики и элект¬
рификации соответствующих союзных республик, региональные управ¬
ления государственного энергетического надзора, предприятия госу¬
дарственного энергетического надзора и сбыта энергии.
Контроль за электрическими и теплоиспользующими установками,
эксплуатируемыми по специальным правилам, осуществляется мини¬
стерствами и ведомствами, в ведении которых находятся эти уста¬
новки, по согласованию с Главгосэнергонадзором Министерства энер¬
гетики и электрификации СССР.
3.	Начальник Главгосэнергонадзора Министерства энергетики и
электрификации СССР является по должности одновременно главным
государственным инспектором СССР по энергетическому надзору,
а его заместители — заместителями главного государственного инспек¬
тора СССР по энергетическому надзору.
Начальник управления (отдела) государственного энергетического
надзора министерства (главного управления) энергетики и электрифи¬
кации соответствующей союзной республики является по должности
одновременно главным государственным инспектором союзной рес¬
публики по энергетическому надзору, а его заместители — замести¬
4

телями главного государственного инспектора союзной республики
по энергетическому надзору.
Начальники отделов, их заместители, главные специалисты, веду¬
щие инженеры Главгосэнергонадзора Министерства энергетики и
электрификации СССР, главные специалисты, ведущие инженеры уп¬
равления (отделов) государственного энергетического надзора мини¬
стерств (главных управлений) энергетики и электрификации соответ¬
ствующих союзных республик, начальники региональных управлений
государственного энергетического надзора, их заместители, начальники
отделов этих управлений, директора предприятий государственного
энергетического надзора и сбыта энергии, их заместители, а также
начальники энергоинспекций и отделений этих предприятий и их
заместители являются одновременно старшими государственными
инспекторами по энергетическому надзору.
Старшие инженеры Главгосэнергонадзора Министерства энергети¬
ки и электрификации СССР, управлений (отделов) государственного
надзора министерств (главных управлений) энергетики и электрифи¬
кации соответствующих союзных республик и региональных управ¬
лений государственного энергетического надзора, старшие инженеры-
инспектора, инженеры-инспектора предприятий государственного энер¬
гетического надзора и сбыта энергии являются одновременно госу¬
дарственными инспекторами по энергетическому надзору.
4.	Органы государственного энергетического надзора в соответ¬
ствии с возложенными на них задачами контролируют:
а)	проведение энергоснабжающими организациями мероприикий
по бесперебойному и качественному энергоснабжению предприятий,
организаций и учреждений, соблюдение установленных норм качества
электрической и тепловой энергии;
б)	проведение предприятиями, организациями и учреждениями
балансовых энергетических испытаний действующих и вводимых
в действие, а также реконструируемых и модернизируемых энерго¬
емких установок и оборудования;
в)	разработку, утверждение и соблюдение предприятиями, орга¬
низациями и учреждениями норм расхода электрической и тепловой
энергии;
г)	соблюдение министерствами и ведомствами порядка утверж¬
дения и распределения лимитов потребления электрической и тепловой
энергии;
д)	соблюдение предприятиями, организациями, учреждениями, ми¬
нистерствами и ведомствами правил устройства электрических уста¬
новок, технической эксплуатации электрических и теплоиспользующих
установок и безопасной их эксплуатации, а также правил пользова¬
ния электрической и тепловой энергией;
е)	обеспечение оптимального уровня компенсации реактивной
мощности в электрических установках промышленных предприятий
и приравненных к ним других потребителей электроэнергии;
ж)	правильное установдрние и выполнение норм качества и воз¬
врата конденсата;
з)	использование предприятиями и организациями дополнитель¬
ных отчислений в фонд развития производства от сэкономленных
5

топливно-энергетических ресурсов и средств, полученных от энерго¬
снабжающей организации за перевыполнение установленных норм
возврата конденсата, на мероприятия по экономии топливно-энерге¬
тических ресурсов и утилизации вторичных тепловых энергетических
ресурсов; ° -
и)	состояние учета производства и потребления электрической
и тепловой энергии предприятиями, организациями и учреждениями,
правильность применения действующих тарифов на электрическую
и тепловую энергию, скидок с тарифов (надбавок к тарифу) на элект¬
роэнергию за выполнение (невыполнение) оптимального уровня ком¬
пенсации реактивной мощности, скидок со стоимости (надбавок) теп¬
ловой энергии при перевыполнении (невыполнении) установленных
норм возврата конденсата;
к)	соблюдение правил устройства и безопасной эксплуатации па¬
ровых котлов, локомобилей, сосудов, работающих под давлением,
грузоподъемных машин на предприятиях и в организациях Госком¬
сельхозтехники СССР *, Министерства сельского хозяйства СССР *,
Министерства мелиорации и водного хозяйства СССР и в колхозах.
5.	Министерство энергетики и электрификации СССР в области
осуществления государственного энергетического надзора:
а)	рассматривает представляемые министерствами и ведомствами
на согласование проекты лимитов потребления электрической и теп¬
ловой энергии по энергетическим системам министерства и органи¬
зует контроль за соблюдением установленных лимитов потребления
энергии, не допуская их превышения;
б)	вносит в Госплан СССР предложения об уменьшении лимитов
потребления электрической и тепловой энергии министерствам и ве¬
домствам в связи с выявленными случаями расточительного расхода
энергии подведомственными предприятиями, организациями и учрежде¬
ниями;
в)	требует от министерств и ведомств разработки и осуществле¬
ния мероприятий по выполнению подведомственными предприятиями,
организациями и учреждениями заданий по экономии электрической
и тепловой энергии и использованию вторичных тепловых энергети¬
ческих ресурсов, а также устранения выявленных в процессе текущего
надзора недостатков в использовании этих видов энергии на пред¬
приятиях, в организациях и учреждениях;
г)	обобщает работу предприятий, организаций и учреждений по
рациональному использованию и экономии электрической и тепловой
энергии и принимает меры к распространению положительного опыта
в этой области, а также вносит в соответствующие министер¬
ства и ведомства предложения об устранении выявленных недос¬
татков;
д)	привлекает по согласованию с министерствами и ведомствами
их энергетические службы, специализированные институты и проектные
организации к разработке правил, указаний и инструкций по эксплу¬
атации и устройству электрических и теплоиспользующих установок,
а также по экономному использованию электрической и тепловой
* С 1985 г. входит в состав Госагропрома СССР.
6

энергии и заключает с этими организациями договоры на выполне
ние соответствующих работ;
е)	разрабатывает с участием заинтересованных министерств н ве¬
домств и утверждает обязательные для министерств, ведомств, пред¬
приятий, организаций и учреждений правила технической эксплуата¬
ции электрических и теплоиспользующих установок и пользования
электрической и тепловой энергией, а также — по согласованию
с Госстроем СССР — правил устройства электрических установок,
с ВЦСПС — правил безопасной эксплуатации электрических и тепло¬
использующих установок;
ж)	требует от соответствующих министерств и ведомств снятия
с производства неэкономичного и не удовлетворяющего требованиям
надежной эксплуатации и безопасности обслуживания электрического
и теплоиспользующего оборудования, а также пересмотра технических
условий на него;
з)	рассматривает представляемые на согласование проекты госу¬
дарственных стандартов и технических условий на электрическое
и теплоиспользующее оборудование и вносит в Государственный
комитет СССР по стандартам предложения о разработке проектов
новых стандартов на различные виды электрического и теплоисполь¬
зующего оборудования и о пересмотре устаревших действующих
стандартов на указанное оборудование;
и)	рассматривает в выборочном порядке электрическую и тепло¬
техническую части типовых проектов промышленных предприятий
жилых домов, объектов культурно-бытового назначения и коммуналь¬
ного хозяйства и дает по ним заключения;
к)	рассматривает разногласия между предприятиями государ¬
ственного энергетического надзора и сбыта энергии и предприятиями,
организациями и учреждениями — потребителями электрической и теп¬
ловой энергии по условиям присоединения электрических и теплоис¬
пользующих установок к электрическим и тепловым сетям энерго¬
снабжающих организаций, по применению правил пользования элект¬
рической и тепловой энергией, скидок с тарифов (надбавок) на
электроэнергию за выполнение (невыполнение) оптимального уровня
компенсации реактивной мощности и по другим вопросам, входящим
в компетенцию органов государственного энергетического надзора,
и выносит по ним соответствующие решения;
л)	выдает разрешение на серийное производство взрывобезопас¬
ного электрического оборудования (кроме электрического оборудова¬
ния для горнодобывающих предприятий);
м)	организует и проводит ежегодно совместно со Всесоюзным
советом научно-технических обществ и Центральным правлением
Научно-технического общества энергетики и электротехнической про¬
мышленности всесоюзный конкурс на лучшее предложение по эконо¬
мии электрической и тепловой энергии;
н)	организует совместно с министерствами и ведомствами все¬
союзное социалистическое соревнование предприятий, организаций и
учреждений за экономию электрической и тепловой энергии;
о)	организует издание в установленном порядке литературы и
плакатов по экономии электрической и тепловой энергии и по
7

безопасности при эксплуатации электрических и теплоиспользующих
установок.
6.	Главным государственным испекторам и их заместителям, стар¬
шим государственным инспекторам и государственным инспекторам
по энергетическому надзору предоставляется право: г
а)	беспрепятственного доступа в любое время суток к электри¬
ческим и теплоиспользующим установкам при предъявлении служеб¬
ного удостоверения;
б)	давать обязательные для всех предприятий, организаций и уч¬
реждений предписания о ликвидации фактов непроизводительного рас¬
ходования электрической и тепловой энергии, нарушении правил
устройства электрических установок, технической эксплуатации электри¬
ческих и теплоиспользующих установок и безопасной их эксплуата¬
ции, а также правил пользования электрической и тепловой энергией;
в)	требовать от руководителей предприятий, организаций и учреж¬
дений соблюдения установленных норм расхода электрической и теп¬
ловой энергии и лимитов потребления этих видов энергии и элект¬
рической мощности, выполнения заданий по использованию вторич¬
ных тепловых энергетических ресурсов;
г)	требовать от руководителей предприятий, организаций и учреж¬
дений немедленного отключения электрических и теплоиспользующих
установок при обнаружении нарушений, угрожающих аварией, пожа¬
ром либо представляющих угрозу человеческой жизни;
- д) ограничивать в установленном порядке отпуск электроэнергии
предприятиям, организациям и учреждениям при невыполнении ими
требований о снижении потребления электрической энергии и мощ¬
ности до установленного лимита, а также распоряжений о введении
в действие графиков ограничения потребления электроэнергии;
е)	проверять выборочно соответствие проектов новых и рекон¬
струируемых электрических и теплоиспользующих установок действу¬
ющим правилам устройства этих установок и давать предписания
об устранении выявленных отступлений от требований правил;
ж)	разрабатывать совместно с предприятиями, организациями и
учреждениями мероприятия по снижению потребления электрической
мощности в часы максимальных нагрузок энергосистем и требовать
их выполнения;
з)	давать обязательные для предприятий, организаций и учрежде¬
ний предписания об установке необходимых приборов учета и систем
контроля и регулирования расхода электрической и тепловой энер¬
гии;
и)	составлять протоколы о расточительном расходовании электри¬
ческой и тепловой энергии, ставить перед административными комис¬
сиями при исполнительных комитетах районных, городских и район¬
ных в городах Советов народных депутатов вопрос о применении
к виновным в этом должностным лицам административных взысканий
в соответствии с действующим законодательством;
к)	осуществлять контроль за своевременной проверкой знания пер¬
соналом, обслуживающим электрические и теплоиспользующие уста¬
новки, правил технической эксплуатации и инструкций по их устрой¬
ству и безопасной эксплуатации, давать обязательные для руководи¬
8

телей предприятий, организаций и учреждений указания об отстране¬
нии от работы на электрических или теплоиспользующих установках
лиц, не прошедших проверки знаний указанных правил и инструкций
или нарушающих их;
л)	принимать в установленном порядке участие в расследовании
обстоятельств и причин аварий и тяжелых несчастных случаев, свя¬
занных с эксплуатацией электрических и теплоиспользующих уста¬
новок;
м)	запрашивать от министерств, ведомств, предприятий, организа¬
ций и учреждений необходимые сведения и материалы по вопросам,
относящимся к компетенции органов государственного энергетического
надзора;
н)	привлекать в необходимых случаях специалистов научно-иссле¬
довательских и проектных институтов и других организаций (по
согласованию с руководителями этих организаций) для проведения
экспертизы и дачи заключений по вопросам, входящим в компетен¬
цию органов государственного энергетического надзора.
Права, предусмотренные настоящим пунктом, предоставляются
должностным лицам органов государственного энергетического над¬
зора в объемах, определяемых министром энергетики и электрифика¬
ции СССР. При этом право, предусмотренное в подпункте бн, может
быть предоставлено только главным государственным инспекторам
по энергетическому надзору и их заместителям, а права, изложен¬
ные в подпунктах бд, е, л, м, могут быть предоставлены только
главным государственным инспекторам, их заместителям и старшим
государственным инспекторам по энергетическому надзору.
7.	Должностные лица, осуществляющие государственный энергети¬
ческий надзор, несут установленную законодательством ответствен¬
ность за невыполнение возложенных на них обязанностей и непра¬
вильное использование предоставленных им прав.
8.	Действия должностных лиц, осуществляющих государственный
энергетический надзор, могут быть обжалованы вышестоящему долж¬
ностному лицу в 10-дневный срок, если законодательством не уста¬
новлен иной порядок обжалования. Подача жалобы не приостанав^,
ливает выполнения обжалуемого решения.
9.	Органы государственного энергетического надзора работают
в тесном взаимодействии с другими государственными органами,
органами народного контроля и другими общественными организа¬
циями.
10.	Должностные лица, осуществляющие государственный энерге¬
тический надзор, имеют удостоверения единого образца.
11.	Органы государственного энергетического надзора имеют
печать с изображением соответственно Государственного герба СССР
или государственного герба союзной республики и со своим наиме¬
нованием.
УТВЕРЖДЕНО
постановлением Совета Министров СССР
от 4 ноября 1983 г. № 1058
9

2.	ПОЛОЖЕНИЕ О ГЛАВНОМ УПРАВЛЕНИИ
ГОСУДАРСТВЕННОГО ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО
НАДЗОРА (ГЛАВГОСЭНЕРГОНАДЗОРЕ)
1.	ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1.	Главное управление государственного энергетического надзора
(Главгосэнергонадзор) Министерства энергетики и электрификации
СССР действует на основании «Положения о государственном энер¬
гетическом надзоре в СССР», утвержденного постановлением Совета
Министров СССР от 4 ноября 1983 г. № 1058 и настоящего
Положения и в своей деятельности подчиняется непосредственно ми¬
нистру энергетики и электрификации СССР.
1.2.	Главгосэнергонадзор Минэнерго СССР возглавляется началь¬
ником, который является одновременно главным государственным
инспектором СССР по энергетическому надзору. Заместители началь¬
ника Главгосэнергонадзора Минэнерго СССР являются одновремен¬
но заместителями главного государственного инспектора СССР по
энергетическому надзору. Начальники отделов, их заместители, глав¬
ные специалисты, ведущие инженеры Главгосэнергонадзора Минэнерго
СССР являются одновременно старшими государственными инспек¬
торами по энергетическому надзору. Старшие инженеры Главгосэнер¬
гонадзора являются одновременно государственными инспекторами
по энергетическому надзору.
1.3.	Начальник Главгосэнергонадзора Минэнерго СССР, его за¬
местители назначаются и освобождаются министром энергетики и
электрификации СССР. Начальники отделов, их заместители, главные
специалисты, ведущие инженеры, старшие инженеры Главгосэнергонад-
.. зора Минэнерго СССР назначаются и освобождаются начальником
Главгосэнергонадзора Минэнерго СССР.
1.4.	Структура и штаты Главгосэнергонадзора Минэнерго СССР
устанавливаются в соответствии с объемом выполняемых задач и
утверждаются министром энергетики и электрификации СССР.
1.5.	Начальник Главгосэнергонадзора Минэнерго СССР, его за¬
местители имеют удостоверения за подписью министра энергетики
и электрификации СССР. Начальники отделов, их заместители, глав¬
ные специалисты, ведущие инженеры, старшие инженеры Главгос¬
энергонадзора Минэнерго СССР имеют удостоверения единого
образца.
1.6.	Главгосэнергонадзор Минэнерго СССР имеет печать с изоб¬
ражением Государственного герба СССР с указанием своего наиме¬
нования.
1.7.	В состав Главгосэнергонадзора Минэнерго СССР входят ре¬
гиональные управления государственного энергетического надзора,
образуемые Минэнерго СССР и организующие свою работу в соот¬
ветствии с «Положением о региональном управлении государствен¬
ного энергетического надзора».
10

2.	ЗАДАЧИ И ФУНКЦИИ
2.1.	Основными задачами Главгосэнергонадзора Минэнерго СССР
являются:
• а) контроль за рациональным и эффективным использованием
электрической и тепловой энергии на предприятиях, в организациях
и учреждениях независимо от их ведомственной принадлежности и за
выполнением заданий по ее экономии;
б)	контроль за соблюдением установленных лимитов и режимов
потребления электрической и тепловой энергии и мощности пред¬
приятиями, организациями и учреждениями;
в)	организация и совершенствование учета вырабатываемой, пере¬
даваемой, распределяемой и отпускаемой потребителям электрической
и тепловой энергии и мощности;
г)	надзор за техническим состоянием- электрических и теплоис¬
пользующих установок на предприятиях, в организациях и учрежде¬
ниях, на электростанциях министерств и ведомств (кроме блок-стан-
ций) и за проведением мероприятий, обеспечивающих безопас¬
ное обслуживание электрических и теплоиспользующих уста¬
новок;
д)	контроль за соблюдением требований государственного стан¬
дарта к качеству электрической и тепловой энергии предприятиями,
организациями и учреждениями.
2.2.	Главгосэнергонадзор Минэнерго СССР осуществляет непо¬
средственно и через региональные управления государственного энер¬
гетического надзора, предприятия энергонадзора государственный
энергетический надзор за:
а)	проведением энергоснабжающими организациями мероприятий
по бесперебойному и качественному энергоснабжению предприятий,
организаций и учреждений, за соблюдением установленных норм
качества электрической и тепловой энергии;
б)	проведением балансовых энергетических испытаний действую¬
щих и вводимых в действие, а также реконструируемых и модер¬
низируемых энергоемких установок и оборудования предприятиями,
организациями и учреждениями;
в)	разработкой, утверждением и соблюдением норм расхода элект¬
рической и тепловой энергии предприятиями, организациями и учреж¬
дениями;
г)	соблюдением министерствами и ведомствами порядка утверж¬
дения и распределения лимитов потребления электрической и тепловой
энергии;
д)	соблюдением правил устройства электрических и теплоисполь¬
зующих установок и безопасной их эксплуатации, а также правил
пользования электрической и тепловой энергией предприятиями, орга¬
низациями, учреждениями, министерствами и ведомствами;
е)	обеспечением оптимального уровня компенсации реактивной
мощности в электрических установках промышленных предприятий
и приравненных к ним других потребителей электроэнергии;
ж)	правильным установлением и выполнением норм качества и
возврата конденсата;
И

з)	использованием предприятиями и организациями дополнитель¬
ных отчислений в фонд развития производства от сэкономленных
топливно-энергетических ресурсов и средств, полученных от энерго¬
снабжающей организации за перевыполнение установленных норм
возврата конденсата, на мероприятия по экономии топливно-энер¬
гетических ресурсов и утилизации вторичных тепловых энергетиче¬
ских ресурсов;
и)	состоянием учета производства, распределения и потребления
электрической и тепловой энергии предприятиями, организациями
и учреждениями, за правильностью применения действующих тарифов
на электрическую и тепловую энергию, скидок с тарифов (надбавок
к тарифу) на электроэнергию за выполнение (невыполнение) оптималь¬
ного уровня компенсации реактивной мощности, снижение качества
электроэнергии, скидок со стоимости (надбавок к стоимости) тепловой
энергии при перевыполнении (невыполнении) установленных норм
возврата конденсата;
к)	соблюдением правил устройства и безопасной эксплуатации
паровых котлов, локомобилей, сосудов, работающих под давлением,
грузоподъемных машин на предприятиях и в организациях Гос¬
комсельхозтехники СССР *, Министерства сельского хозяйства СССР *,
Министерства мелиорации и водного хозяйства СССР и в колхозах.
2.3.	Главгосэнергонадзор:
а)	руководит работой региональных управлений государственного
энергетического надзора и контролирует эту работу;
б)	рассматривает представляемые министерствами и ведомствами
на согласование проекты лимитов потребления электрической и теп¬
ловой энергии по энергетическим системам министерства и организует
контроль за соблюдением установленных лимитов потребления энер¬
гии, не допуская их превышения;
в)	вносит в Госплан СССР предложения об уменьшении лимитов
потребления электрической и тепловой энергии министерствам и ве¬
домствам в связи с выявленными случаями расточительного расхода
энергии подведомственными предприятиями, организациями и учреж¬
дениями;
г)	требует от министерств и ведомств разработки и осуществле¬
ния мероприятий по выполнению подведомственными предприятиями,
организациями и учреждениями заданий по экономии электрической
и тепловой энергии и использованию вторичных тепловых энергети¬
ческих ресурсов, а также устранения выявленных в процессе текущего
надзора недостатков в использовании этих видов энергии на пред¬
приятиях, в организациях и учреждениях;
д)	обобщает работу предприятий, организаций и учреждений по
рациональному использованию и экономии электрической и тепловой
энергии и принимает меры к распространению положительного опыта
в этой области, а также вносит в соответствующие министерства
и ведомства предложения об устранении выявленных недостатков;
е)	привлекает по согласованию с министерствами и ведомствами
их энергетические службы, специализированные институты и проект¬
* С 1985 г. входит в состав Госагропрома СССР.
12

ные организации к разработке правил, указаний и инструкций по
эксплуатации и устройству электрических и теплоиспользующих уста¬
новок, а также по экономному использованию электрической и теп¬
ловой энергии и заключает с этими организациями договоры на
выполнение соответствующих работ;
ж)	разрабатывает с участием заинтересованных министерств и ве¬
домств и утверждает обязательные для министерств, ведомств, пред¬
приятий, организаций и учреждений правила технической эксплуата¬
ции электрических и теплоиспользующих установок и пользования
электрической и тепловой энергией, а также по согласованию с Гос¬
строем СССР — правила устройства электрических установок, с
ВЦСПС — правила безопасной эксплуатации электрических и теплоис¬
пользующих установок;
з)	требует от соответствующих министерств и ведомств снятия
с производства неэкономичного и не удовлетворяющего требованиям
надежной эксплуатации и безопасности обслуживания электрического
и теплоиспользующего оборудования, а также пересмотра технических
условий на это оборудование;
и)	рассматривает представляемые на согласование проекты госу¬
дарственных стандартов и технических условий на электрическое и
теплоиспользующее оборудование и вносит в Государственный коми¬
тет СССР по стандартам предложения о разработке проектов новых
стандартов на различные виды электрического и теплоиспользующего
оборудования и о пересмотре устаревших действующих стандартов на
указанное оборудование;
к)	рассматривает в выборочном порядке электрическую и тепло¬
техническую части типовых проектов промышленных предприятий,
жилых домов, объектов культурно-бытового назначения и коммуналь¬
ного хозяйства и дает по ним заключения;
л)	рассматривает разногласия между предприятиями государствен¬
ного энергетического надзора и сбыта энергии и предприятиями,
организациями и учреждениями — потребителями электрической и теп¬
ловой энергии по условиям присоединения электрических и тепло¬
использующих установок к электрическим и тепловым сетям энерго¬
снабжающих организаций, по применению правил пользования элект¬
рической и тепловой энергией, скидок с тарифов (надбавок к тарифам)
на электроэнергию за выполнение (невыполнение) оптимального уров¬
ня компенсации реактивной мощности, снижение качества электроэнер¬
гии и по другим вопросам, входящим в компетенцию органов
государственного энергетического надзора, и выносит по ним соответ¬
ствующие решения;
м)	выдает разрешение на серийное производство взрывобезопас¬
ного электрического оборудования (кроме электрического оборудования
для горнодобывающих предприятий);
н)	организует и проводит ежегодно совместно со Всесоюзным
советом научно-технических обществ и Центральным правлением
Научно-технического общества энергетики и электротехнической про¬
мышленности всесоюзный конкурс на лучшее предложение по эко¬
номии электрической и тепловой энергии;
о)	организует совместно с министерствами и ведомствами все¬
13
(

союзное социалистическое соревнование предприятий, организа¬
ций и учреждений за экономию электрической и тепловой
энергии;
п)	организует издание в установленном порядке литературы и
плакатов по экономии электрической и тепловой энергии и по
безопасной эксплуатации электрических и теплоиспользующих уста¬
новок.
3.	ПРАВА
3.1.	Главному государственному инспектору СССР и его замести¬
телям, старшим государственным инспекторам и государственным
инспекторам по энергетическому надзору Главгосэнергонадзора Мин¬
энерго СССР предоставляется право:
а)	беспрепятственного доступа в любое время суток к электри¬
ческим и теплоиспользующим установкам при предъявлении служеб¬
ного удостоверения;
б)	давать обязательные для всех предприятий, организаций и
учреждений предписания о ликвидации фактов непроизводительного
расходования электрической и тепловой энергии, а также о приме¬
нении правил устройства электрических установок, технической экс¬
плуатации электрических и теплоиспользующих установок и безопас¬
ности при их эксплуатации и правил пользования электрической
и тепловой энергией;
в)	требовать от руководителей предприятий, организаций и учреж¬
дений соблюдения установленных норм расхода электрической и теп¬
ловой энергии и лимитов потребления этих видов энергии и элект¬
рической мощности, выполнения заданий по использованию вторич¬
ных тепловых энергетических ресурсов;
г)	требовать от руководителей предприятий, организаций и учреж¬
дений немедленного отключения электрических и теплоиспользующих
установок при обнаружении нарушений, угрожающих аварией, по¬
жаром либо угрожающих жизни людей;
д)	ограничивать в установленном порядке отпуск электроэнергии
предприятиям, организациям и учреждениям при невыполнении ими
требований о снижении потребления электрической энергии и мощ¬
ности установленного лимита, а также распоряжений о введении
в действие графиков ограничения потребления электроэнергии;
е)	проверять выборочно соответствие проектов новых и реконст¬
руируемых электрических и теплоиспользующих установок действую¬
щим правилам их устройства и давать предписания об устранении
выявленных отступлений от требований правил;
ж)	разрабатывать совместно с предприятиями, организациями
и учреждениями мероприятия по снижению потребления электриче¬
ской мощности в часы максимальных нагрузок энергосистем и тре¬
бовать их выполнения;
з)	давать обязательные для предприятий, организаций и учрежде¬
ний предписания об установке необходимых приборов учета и
систем контроля и регулирования расхода электрической и тепловой
энергии;
14

н) составлять протоколы о расточительном расходовании электри¬
ческой и тепловой энергии, ставить перед административными
комиссиями при исполнительных комитетах районных, городских и
районных в городах Советов народных депутатов вопрос о примене¬
нии к виновным в этом должностным лицам административных
взысканий в соответствии с действующим законодательством;
к)	осуществлять контроль за своевременной проверкой знания
персоналом, обслуживающим электрические и теплоиспользующие
установки, правил и инструкций по безопасной эксплуатации этих
установок, давать обязательные для руководителей предприятий, орга¬
низаций и учреждений указания об отстранении от работы на электри¬
ческих или теплоиспользующих установках лиц, не прошедших
проверки знания указанных правил или нарушающих их;
л)	принимать в установленном порядке участие в расследовании
обстоятельств и причин аварий и тяжелых случаев, связанных с
эксплуатацией электрических и теплоиспользующих установок;
м)	запрашивать от министерств, ведомств, предприятий, органи¬
заций и учреждений необходимые сведения и материалы по вопросам,
относящимся к компетенции органов государственного энергетиче¬
ского надзора;
н)	привлекать в необходимых случаях специалистов научно-иссле¬
довательских и проектных институтов и других организаций (по
согласованию с руководителями этих организаций) для проведения
экспертизы и дачи заключений по вопросам, входящим в компетен¬
цию органов государственного энергетического надзора.
3.2.	Права, предусмотренные в п. 3.1, предоставляются должност¬
ным лицам Главгосэнергонадзора Минэнерго СССР в объемах, опре¬
деляемых министром энергетики и электрификации СССР. При этом
право, предусмотренное подпунктом З.ін, может быть предоставлено
только главному государственному инспектору СССР по энергети¬
ческому надзору и его заместителям, а права, предусмотренные под¬
пунктами З.ід, е, л, м, могут быть предоставлены только главному
государственному инспектору СССР, его заместителям и старшим
государственным инспекторам по энергетическому надзору Главгос¬
энергонадзора Минэнерго СССР.
4.	ОТВЕТСТВЕННОСТЬ
4.1.	Должностные лица Главгосэнергонадзора Минэнерго СССР
несут установленную законодательством ответственность за невыпол¬
нение возложенных на них обязанностей и за неправильное исполь¬
зование предоставленных им прав.
4.2.	Действия должностных лиц Главгосэнергонадзора Минэнерго
СССР могут быть обжалованы вышестоящему должностному лицу
в 10-дневный срок. Подача жалобы не приостанавливает выполнения
обжалуемого решения.

3.	ПОЛОЖЕНИЕ О РЕГИОНАЛЬНОМ
УПРАВЛЕНИИ ГОСУДАРСТВЕННОГО
ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО НАДЗОРА
1.	ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1.	Региональное управление государственного энергетического
надзора входит в систему органов государственного энергетического
надзора СССР, подчинено Главному управлению государственного
энергетического надзора (Главгосэнергонадзору) Министерства, энерге¬
тики и электрификации СССР и действует на основании «Положения
о государственном энергетическом надзоре в СССР», утвержденного
постановлением Совета Министров СССР от 4 ноября 1983 г.
№ 1058 и настоящего Положения.
1.2.	Региональное управление государственного энергетического
надзора возглавляется начальником. Начальник регионального управ¬
ления государственного энергетического надзора является одновремен¬
но старшим государственным инспектором по энергетическому над¬
зору.
Начальники отделов этих управлений являются одновременно
старшими государственными инспекторами по энергетическому над¬
зору.
Старшие инженеры-инспектора, инженеры-инспектора управлений
являются одновременно государственными инспекторами по энергети¬
ческому надзору.
1.3.	Начальники регионального управления государственного энер¬
гетического надзора назначаются и освобождаются министром энерге¬
тики и электрификации СССР.
Старшие государственные инспектора по энергетическому надзору,
государственные инспектора по энергетическому надзору, входящие
в региональное управление государственного энергетического надзора,
назначаются и освобождаются начальником Главгосэнергонадзора
Минэнерго СССР.
1.4.	Структура и штаты регионального управления государствен¬
ного энергетического надзора устанавливаются в соответствии с объ¬
емом выполняемых задач и с учетом местных условий работы
и утверждаются Минэнерго СССР.
1.5.	Начальник регионального управления государственного энер¬
гетического надзора имеет удостоверение за подписью министра
энергетики и электрификации СССР. Старшие государственные инспек¬
тора по энергетическому надзору, государственные инспектора по
энергетическому надзору региональных управлений государствен¬
ного энергетического надзора имеют удостоверения единого
образца.
1.6.	Региональное управление государственного энергетического
надзора имеет печать с изображением Государственного герба СССР
и указанием своего наименования.
16

2.	ЗАДАЧИ И ФУНКЦИИ
2.1.	Основными задачами регионального управления являются:
а)	контроль за рациональным и эффективным использованием
электрической и тепловой энергии на предприятиях, в организациях
и учреждениях независимо от их ведомственной подчиненности и за
выполнением заданий по ее экономии;
б)	обеспечение контроля за соблюдением установленных лимитов
и режимов потребления электрической и тепловой энергии и мощ¬
ности предприятиями, организациями и учреждениями;
в)	организация и совершенствование учета вырабатываемой, пере¬
даваемой, распределяемой и отпускаемой потребителем электрической
и тепловой энергии и мощности;
г)	надзор за техническим состоянием электрических и теплоисполь¬
зующих установок на предприятиях, в организациях и учреждениях,
на электростанциях министерств и ведомств (кроме блок-станций)
и за проведением мероприятий, обеспечивающих безопасное обслужи¬
вание электрических и теплоиспользующих установок;
д)	контроль за соблюдением требований государственного стан¬
дарта к качеству электрической и тепловой энергии предприятиями,
организациями и учреждениями.
2.2.	Региональное управление осуществляет непосредственно и
через предприятия энергонадзора государственный энергетический
надзор за:
а)	проведением энергоснабжающими организациями мероприятий
по бесперебойному и качественному энергоснабжению предприятий,
организаций и учреждений, соблюдением установленных норм качества
электрической и тепловой энергии;
б)	проведением предприятиями балансовых энергетических испы¬
таний действующих и вводимых в действие, а также реконструиру¬
емых и модернизируемых энергоемких установок и оборудования
организациями и учреждениями;
в)	разработкой, утверждением и соблюдением норм расхода элект¬
рической и тепловой энергии и заданий по их снижению пред¬
приятиями, организациями и учреждениями;
г)	соблюдением установленных лимитов и режимов потребления
электрической и тепловой энергии и мощности предприятиями, орга¬
низациями и учреждениями;
д)	разработкой и проведением энергосистемами мероприятий по
обеспечению выполнения ими установленных заданий по предельному
потреблению электрической энергии и мощности;
е)	соблюдением правил устройства электрических установок, тех¬
нической эксплуатации электрических и теплоиспользующих установок,
безопасной их эксплуатации, а также правил пользования электри¬
ческой и тепловой энергией предприятиями, организациями и учреж¬
дениями;
ж)	обеспечением оптимального уровня компенсации реактивной
мощности в электрических установках промышленных предприятий
и приравненных к ним других потребителей электроэнергии;
17

з)	правильным установлением и выполнением норм качества
и возврата конденсата;
и)	использованием предприятиями и организациями дополнитель¬
ных отчислений в фонд развития производства от сэкономленных
топливно-энергетических ресурсов и средств, полученных от энерго¬
снабжающей организации за перевыполнение установленных норм
возврата конденсата, на мероприятия по экономии топливно-энер¬
гетических ресурсов и утилизации вторичных тепловых энергетиче¬
ских ресурсов;
к)	состоянием учета производства, распределения и потребления
электрической и тепловой энергии предприятиями, организациями
и учреждениями, правильностью применения действующих тарифов на
электрическую и тепловую энергию, скидок с тарифов (надбавок
к тарифу) на электрическую энергию за выполнение (невыполнение)
оптимального уровня компенсации реактивной мощности, снижение
качества электроэнергии, скидок со стоимости (надбавок к стоимости)
тепловой энергии при перевыполнении (невыполнении) установленных
норм возврата конденсата;
л)	разработкой и выполнением энергосистемами мероприятий по
автоматизации и централизации учета и контроля вырабатываемой,
распределяемой и отпускаемой потребителям электрической и тепло¬
вой энергии и мощности;
м)	соблюдением правил устройства и безопаснрй эксплуатации
паровых котлов, локомобилей, сосудов, работающих под давлением,
грузоподъемных машин на предприятиях и в организациях Госком¬
сельхозтехники СССР *, Министерства сельского хозяйства СССР *,
Министерства мелиорации и водного хозяйства СССР и в колхозах;
н)	соответствием требованиям правил, нормам стандартов и нор¬
мам (по обеспечению безопасности при применении) взрывозащищен¬
ного электрооборудования для внутренних и наружных установок
(кроме рудничного взрывозащищенного электрооборудования) и взры¬
возащищенных электротехнических изделий, к которым предъявляются
повышенные требования по безопасности;
о)	соответствием применяемого взрывозащищенного электрообо¬
рудования категории и группе взрывоопасных смесей и классу взры¬
воопасных зон.
2.3.	Региональное управление государственного энергетического
надзора:
а)	руководит работой управления (отдела) энергетического надзора
министерств (главных управлений) энергетики и электрификации
соответствующих союзных республик и предприятий государственно¬
го энергетического надзора и сбыта энергии, расположенных в данном
регионе, и контролирует эту работу;
б)	требует от предприятий, организаций и учреждений региона
разработки и осуществления мероприятий по выполнению заданий
по экономии электрической и тепловой энергии и использованию
вторичных тепловых энергетических ресурсов, а также устранения
выявленных в процессе текущего надзора недостатков в использо¬
* С 1985 г. входит в состав Госагропрома СССР.
18

вании этих видов энергии на предприятиях, в организациях и учреж¬
дениях;
в)	анализирует и обобщает работу предприятий, организаций и
учреждений по использованию и экономии электрической и тепловой
энергии, организует распространение положительного опыта в своем
регионе и подготавливает для Главгосэнергонадзора Минэнерго СССР
материалы для его распространения по всем регионам, а также пред¬
ложения по устранению выявленных недостатков;
г)	контролирует деятельность энергосистем по принимаемым ме¬
рам к потребителям, нарушающим установленные режимы и лимиты
энергопотребления, правильности разработки и применения графиков
ограничения и отключения потребителей, эффективности мероприятий
по снижению нагрузки в часы максимальной нагрузки энергосистем,
работе с потребителями при подготовке к прохождению осенне-зим¬
него максимума и другим вопросам в соответствии с настоящим
Положением;
д)	рассматривает предложения республиканских управлений (отде¬
лов) энергонадзора и предприятий энергонадзора о балансе произ¬
водства и потребления электрической и тепловой энергии по энерго¬
системам, министерствам, ведомствам и другим группам потреби¬
телей, подготавливает предложения в Главгосэнергонадзор Минэнерго
СССР о плане распределения электрической и тепловой энергии;
е)	составляет годовой энергетический баланс отпуска электриче¬
ской и тепловой энергии и мощности по региону с разбивкой по
министерствам, ведомствам и другим группам потребителей и квар¬
талам года и представляет его в Главгосэнергонадзор Минэнерго
СССР и ЦДУ ЕЭС СССР с предложениями о разрешенном квар¬
тальном (месячном) отпуске энергии и мощности по каждой энер¬
госистеме в увязке с установленными потребителям лимитами потреб¬
ления энергии;
ж)	собирает, обрабатывает и анализирует оперативную инфор¬
мацию о соблюдении потребителями установленных лимитов потреб¬
ления электрической и тепловой энергии и мощности, выполнении
энергосистемами задания по предельному потреблению электрической
энергии и мощности, объемов вводимых ограничений отпуска электри¬
ческой энергии и мощности и представляет необходимые опера¬
тивные сведения в центральную группу оперативной информации и
(по запросам) в соответствующие главные эксплуатационные управле¬
ния министерства;
з)	подготавливает для Главгосэнергонадзора Минэнерго СССР
предложения об уменьшении лимитов потребления электрической и
тепловой энергии министерствам и ведомствам в связи с выявленными
случаями расточительного расхода энергии подведомственными пред¬
приятиями, организациями и учреждениями;
и)	периодически проверяет знания правил пользования электриче¬
ской и тепловой энергией, правил и инструкций по безопасной экс¬
плуатации электрических и теплоиспользующих установок у руково¬
дящего персонала республиканских управлений (отделов) энергетиче¬
ского надзора и предприятий энергонадзора;
к)	организует работу по совершенствованию учета электроэнер¬
19

гии на электростанциях, подстанциях, межсистемных и внутрисистем¬
ных линиях электропередачи и у потребителей, а также по внедрению
информационно-измерительных и автоматизированных систем учета,
контроля энергопотребления и управления им;
л)	рассматривает разногласия между предприятиями энергонад¬
зора и предприятиями, организациями и учреждениями — потребите¬
лями электрической и тепловой энергии по условиям присоединения
электрических и теплоиспользующих установок к электрическим и
тепловым сетям энергоснабжающей организации, применению правил
пользования электрической и тепловой энергией, скидок с тарифов
(надбавок к тарифам) на электроэнергию за выполнение (невыпол¬
нение) оптимального уровня компенсации реактивной мощности, сни¬
жение качества электроэнергии и по другим вопросам, входящим
в компетенцию органов государственного энергетического надзора,
и выносит по ним соответствующие решения;
м)	подготавливает и направляет в Главгосэнергонадзор Мин¬
энерго СССР требования к соответствующим министерствам и ведом¬
ствам о снятии с производства неэкономичного и не удовлетворяю¬
щего требованиям надежной эксплуатации и безопасности обслужива¬
ния электрического и теплоиспользующего оборудования, а также
о пересмотре технических условий на это оборудование;
н)	контролирует и направляет работу предприятий энергонадзора
по привлечению лучших рационализаторов и изобретателей к участию
во всесоюзном, республиканских, краевых и областных конкурсах на
лучшее предложение по экономии электрической и тепловой энергии;
по надзору за внедрением в производство предложений, премирован¬
ных на всесоюзном конкурсе. Собирает и регистрирует предложения
на всесоюзный конкурс по региону, анализирует их и своевременно
направляет в Главгосэнергонадзор Минэнерго СССР. Участвует в
оформлении разрешений на публикацию предложений, премированных
на всесоюзном конкурсе;
о)	принимает заявки предприятий, организаций и учреждений на
согласование применения электрокотлов и других электронагреватель¬
ных приборов в соответствии с установленным порядком. Представ¬
ляет в Главгосэнергонадзор Минэнерго СССР ежегодный отчет о вы¬
данных разрешениях на электронагревательные приборы и установки;
п)	принимает от энергосистем заявки на поставку импортной
электроизмерительной аппаратуры и подготавливает для Главгосэнер¬
гонадзора Минэнерго СССР сводную техническую документацию по
этим заявкам;
р)	анализирует электротравматизм в отраслях народного хозяйства
по своему региону, разрабатывает мероприятия по его снижению
и направляет эти материалы в Главгосэнергоиадзор Минэнерго
СССР;
с)	контролирует организацию и проведение обучения персонала
предприятий энергонадзора по повышению квалификации и совершен¬
ствованию технических знаний, вносит предложения о совершен¬
ствовании программ повышения квалификации руководящих работни¬
ков и специалистов предприятий энергонадзора, участвует в комплек¬
товании групп, обучающихся с отрывом от производства;
20

т)	составляет отчет о выполнении заданий директивных органов
по экономии электрической и тепловой энергии и использованию
тепловых вторичных энергоресурсов предприятиями и организациями
региона в соответствии с утвержденными формами и в сроки, установ¬
ленные ЦСУ СССР;
у)	составляет обобщенный доклад и краткие сообщения о своей
работе и работе предприятий энергонадзора соответственно за год
и квартал и целом ио региону и представляет его в Главгос¬
энергонадзор Минэнерго СССР;
ф)	организует свою работу в соответствии с годовым планом,
утвержденным Главгосэнергонадзором Минэнерго СССР.
3.	ПРАВА
3.1.	Старшим государственным инспекторам, государственным
инспекторам по энергетическому надзору региональных управлений
предоставляется право:
а)	беспрепятственного доступа в любое время суток к электри¬
ческим и теплоиспользующим установкам при предъявлении служеб¬
ного удостоверения;
б)	давать обязательные для всех предприятий, организаций и
учреждений предписания о ликвидации фактов непроизводительного
расходования электрической и тепловой энергии, а также об устране¬
нии нарушений правил устройства электрических установок, техниче¬
ской эксплуатации электрических и теплоиспользующих установок
и безопасной их эксплуатации, а также правил пользования электри¬
ческой и тепловой энергией;
в)	требовать от руководителей предприятий, организаций и уч¬
реждений соблюдения установленных норм расхода электрической
и тепловой энергии и лимитов потребления этих видов энергии
и электрической мощности, выполнения заданий по использованию
вторичных тепловых энергетических ресурсов;
г)	давать обязательные для энергосистем предписания о применении
правил пользования электрической и тепловой энергией, внедрении
мероприятий по бесперебойному и качественному энергоснабжению
потребителей, регулированию графика нагрузки; .
д)	требовать от руководителей предприятий, организаций и уч¬
реждений немедленного отключения электрических и теплоиспользу¬
ющих установок при обнаружении нарушений, угрожающих аварией,
пожаром либо опасных для человеческой жизни;
е)	ограничивать в установленном порядке отпуск электроэнер¬
гии предприятиям, организациям и учреждениям при невыполнении
ими требований о снижении потребления электрической энергии и
мощности до установленного лимита, а также распоряжений о вве¬
дении в действие графиков ограничения потребления электроэнергии;
ж)	проверять выборочно соответствие проектов новых и рекон¬
струируемых электрических и теплоиспользующих установок требова¬
ниям действующих правил устройства этих установок и давать пред¬
писания об устранении выявленных отступлений от этих требований;
з)	разрабатывать совместно с предприятиями, организациями и
21

учреждениями мероприятия по снижению потребления электрической
мощности в часы максимальных нагрузок энергосистем и требовать
их выполнения;
и)	давать обязательные для предприятия, организации, учреждения
и энергосистемы предписания об установке необходимых приборов
учета и систем контроля и регулирования расхода электрической
и тепловой энергии;
к)	составлять протоколы о расточительном расходовании электри¬
ческой и тепловой энергии, ставить перед административными ко¬
миссиями при исполнительных комитетах районных, городских и
районных в городах Советов народных депутатов вопрос о примене¬
нии к виновным в этом должностным лицам административных
взысканий в соответствии с действующим законодательством;
л)	контролировать своевременную проверку знаний у персонала,
обслуживающего электрические и теплоиспользующие установки, ин¬
струкций по безопасной эксплуатации этих установок, давать обяза¬
тельные для руководителей предприятий, организаций и учреждений
указания об отстранении от работы на электрических или теплоис¬
пользующих установках лиц, не прошедших проверки знания указан¬
ных правил или нарушающих их требования;
м)	давать обязательные для руководителей энергосистем указания
об отстранении от работы в органах государственного энергетического
надзора лиц, не прошедших проверки знаний правил, указанных
в подпункте 2.3и, или нарушающих требования этих правил;
н)	принимать в установленном порядке участие в расследовании
обстоятельств и причин аварий и тяжелых, групповых несчастных
случаев, связанных с эксплуатацией электрических и теплоиспользу¬
ющих установок;
о)	запрашивать от предприятий, организаций и учреждений необ¬
ходимые сведения и материалы по вопросам, относящимся к компе¬
тенции органов государственного энергетического надзора;
п)	требовать от руководителей республиканских управлений (отде¬
лов) энергетического надзора и предприятий энергонадзора представ¬
ления годовых и квартальных докладов о проводимой ими работе
в области государственного энергетического надзора и хозяйственной
деятельности, а также давать им указание по устранению недостат¬
ков в работе;
р)	требовать в оперативном порядке от районных энергетических
управлений, производственных энергетических объединений, главных
производственных управлений энергетики и электрификации союзных
республик, министерств энергетики и электрификации Украинской ССР,
Казахской ССР, Узбекской ССР и Молдглавэнерго, предприятий
электрических и тепловых сетей и предприятий энергонадзора пред¬
ставления необходимых ■ материалов и справок по вопросам, входя¬
щим в компетенцию региональных управлений государственного
энергетического надзора.
3.2.	Права, предусмотренные п. 3.1, предоставляются должностным
лицам региональных управлений государственного энергетического
надзора в объемах, определяемых их должностными положениями,
утвержденными Главгосэнергонадзором Минэнерго СССР или началь¬
22

ником управления. При этом права, предусмотренные подпунктами
3.1а, е, и, м, н, о, р, могут быть предоставлены только старшим
государственным инспекторам по энергетическому надзору.
4.	ОТВЕТСТВЕННОСТЬ
4.1.	Должностные лица регионального управления государствен¬
ного энергетического надзора несут установленную законодательством
ответственность за невыполнение возложенных на них обязанностей
и неправильное использование предоставленных им прав.
4.2.	Действия должностных лиц регионального управления госу¬
дарственного энергетического надзора могут быть обжалованы в
Главгосэнергонадзоре Минэнерго СССР.
Подача жалобы не приостанавливает выполнения обжалуемого
решения.
4.	ПОЛОЖЕНИЕ ОБ УПРАВЛЕНИИ (ОТДЕЛЕ)
ГОСУДАРСТВЕННОГО ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО
НАДЗОРА МИНИСТЕРСТВ (ГЛАВНЫХ
УПРАВЛЕНИЙ) ЭНЕРГЕТИКИ И
ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ СОЮЗНЫХ РЕСПУБЛИК
1.	ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1.	Управление (отдел) государственного энергетического надзора
министерств (главных управлений) энергетики и электрификации
союзных республик (именуемое в дальнейшем республиканское управ¬
ление), входит в систему органов государственного энергетического
надзора СССР и действует на основании «Положения о государст¬
венном энергетическом надзоре СССР», утвержденного постанов¬
лением Совета Министров СССР от 4 ноября 1983 г. № 1058
и настоящего Положения.
1.2.	В административно-хозяйственной и оперативной деятельности
республиканское управление (отдел) государственного энергетического
надзора подчиняется министерству (главному управлению) энергетики
и электрификации соответствующей союзной республики.
1.3.	Техническое и методическое руководство республиканским
управлением (отделом) государственного энергетического надзора и
контроль осуществляет соответствующее региональное управление
Главгосэнергонадзора Минэнерго СССР.
1.4.	Республиканское управление (отдел) государственного энерге¬
тического надзора возглавляет начальник.
Начальник республиканского управления (отдела) государствен¬
ного энергетического надзора является по должности одновременно
главным государственным инспектором союзной республики по энерге¬
тическому надзору, а его заместители — заместителями главного
государственного инспектора союзной республики по энергетическому
надзору.
23

Старшие инженеры этого управления (отдела) являются государ¬
ственными инспекторами по энергетическому надзору.
1.5.	Начальник республиканского управления (отдела) государствен¬
ного энергетического надзора и его заместители назначаются и
освобождаются министром (начальником главного управления) энер¬
гетики и электрификации союзной республики по согласованию с
Главгосэнергонадзором Минэнерго СССР.
Государственные инспектора по энергетическому надзору, входящие
в республиканское управление (отдел) государственного энергетиче¬
ского надзора, назначаются и освобождаются начальником республи¬
канского управления (отдела) государственного энергетического
надзора.
1.6.	Структура и штаты республиканского управления (отдела)
государственного энергетического надзора устанавливаются в соответ¬
ствии с объемом выполняемых задач и с учетом местных условий
работы и утверждаются министерством (главным управлением)
энергетики и электрификации союзной республики по согласованию
с соответствующим региональным управлением Главгосэнергонадзора
Минэнерго СССР.
1.7.	Начальник, его заместитель, государственные инспектора по
энергетическому надзору республиканского управления (отдела) го¬
сударственного энергетического надзора имеют удостоверения единого
образца.
1.8.	Республиканское управление (отдел) государственного энергети¬
ческого надзора имеет печать с изображением государственного герба
союзной республики и указанием своего наименования.
2.	ЗАДАЧИ И ФУНКЦИИ
2.1.	Основными задачами республиканского управления (отдела)
государственного энергетического надзора являются:
а)	контроль за рациональным и эффективным использованием
электрической и тепловой энергии на предприятиях, в организациях
и учреждениях независимо от их ведомственной подчиненности и
выполнением заданий по ее экономии;
б)	обеспечение контроля за соблюдением установленных лимитов
и режимов потребления электрической и тепловой энергии и
мощности предприятиями, организациями и учреждениями;
в)	организация и совершенствование учета вырабатываемой, рас¬
пределяемой, передаваемой и отпускаемой потребителям электриче¬
ской и тепловой энергии и мощности;
г)	надзор за техническим состоянием электрических и теплоис¬
пользующих установок на предприятиях, в организациях и учрежде¬
ниях, на электростанциях министерств и ведомств (кроме блок-
станций) и за проведением мероприятий, обеспечивающих безопасное
обслуживание электрических и теплоиспользующих установок;
д)	контроль за соблюдением требований государственного стандар¬
та к качеству электрической и тепловой энергии предприятиями,
организациями и учреждениями.
24

2.2.	Республиканское управление (отдел) осуществляет непосред¬
ственно и через предприятия энергонадзора государственный энерге¬
тический надзор за:
а)	проведением энергоснабжающими организациями мероприятий
по бесперебойному и качественному энергоснабжению предприятий,
организаций и учреждений, соблюдением установленных норм ка¬
чества электрической и тепловой энергии;
б)	проведением балансовых энергетических испытаний дейст¬
вующих и вводимых в действие, а также реконструируемых и модер¬
низируемых энергоемких установок и оборудования предприятия¬
ми, организациями и учреждениями;
в)	разработкой, утверждением и соблюдением предприятиями,
организациями и учреждениями норм расхода электрической и тепловой
энергии и заданий по их снижению;
г)	соблюдением установленных лимитов и режимов потребления
электрической и тепловой энергии и электрической мощности пред¬
приятиями, организациями и учреждениями;
д)	разработкой и проведением энергосистемами мероприятий по
обеспечению выполнения ими установленных заданий по предель¬
ному потреблению электрической энергии и мощности;
е)	соблюдением правил устройства электрических установок, техни¬
ческой эксплуатации электрических и теплоиспользующих установок и
безопасной их эксплуатации, а также правил пользования электри¬
ческой и тепловой энергией предприятиями, организациями и учрежде¬
ниями;
ж)	обеспечением оптимального уровня компенсации реактивной
мощности в электрических установках промышленных предприятий
и приравненных к лим других потребителей электроэнергии;
з)	правильным установлением и выполнением норм качества и
возврата конденсата;
и)	использованием предприятиями и организациями дополнитель¬
ных отчислений в фонд развития производства от сэкономлен¬
ных топливно-энергетических ресурсов и средств, полученных от
энергоснабжающей организации за перевыполнение установленных
норм возврата конденсата, на мероприятия по экономии топливно-
энергетических ресурсов и утилизации вторичных энергетических ре¬
сурсов;
к)	состоянием учета производства, распределения и потребления
электрической и тепловой энергии и мощности предприятиями,
организациями и учреждениями, правильностью применения действую¬
щих тарифов на электрическую и тепловую энергию, скидок с тари¬
фов (надбавок к тарифу) на электроэнергию за выполнение (не¬
выполнение) оптимального уровня компенсации реактивной мощности
и за снижение качества электроэнергии, скидок со стоимости
(надбавок к стоимости) тепловой энергии при перевыполнении
(невыполнении) установленных норм возврата конденсата;
л)	разработкой и выполнением энергосистемами мероприятий по
автоматизации и централизации учета и контроля вырабатываемой,
распределяемой и отпускаемой потребителям электрической и тепло¬
вой энергии и мощности;
25

м)	соответствием требованиям правил, стандартов и нормам (по
обеспечению безопасности при применении) взрывозашишенного
электрооборудования для внутренних и наружных установок (кроме
рудничного взрывозашишенного электрооборудования) и взрывозащи¬
щенных электротехнических изделий, к которым предъявляются повы¬
шенные требования по безопасности.
2.3.	Республиканское управление (отдел) государственного энергети¬
ческого надзора:
а)	руководит работой предприятий государственного энергети¬
ческого надзора и сбыта энергии районных энергетических управлений
(производственных энергетических объединений), министерств (главных
управлений) энергетики и электрификации соответствующих союзных
республик по осуществлению ими государственного энергетического
' надзора и контролирует эту работу;
б)	требует от предприятий, организаций и учреждений разработ¬
ки и осуществления мероприятий по выполнению заданий по
экономии электрической и тепловой энергии и использованию вторич¬
ных тепловых энергетических ресурсов, а также устранения выявленных
в процессе текущего надзора недостатков в использовании этих
видов энергии на предприятиях, в организациях и учреждениях;
в)	анализирует и обобщает опыт работы предприятий, организа¬
ций и учреждений по использованию и экономии электрической и
тепловой энергии, распространяет положительный опыт в республике
и подготавливает для соответствующего регионального управления
Главгосэнергонадзора Минэнерго СССР материалы для распростра¬
нения этого опыта в стране, а также предложения по устранению
выявленных недостатков;
г)	контролирует деятельность энергосистем по принимаемым
мерам к потребителям, нарушающим установленные режимы и лимиты
энергопотребления, правильности разработки и применения графиков
ограничения и отключения потребителей, эффективности мероприятий
по снижению нагрузки в часы максимума энергосистем, работе с
потребителями при подготовке к прохождению осенне-зимнего
максимума и другим вопросам в соответствии с настоящим
Положением;
д)	рассматривает предложения предприятий энергонадзора по
балансу производства и потребления электрической и тепловой
энергии и мощности по энергосистемам (и областям), министерствам,
ведомствам и другим группам потребителей, подготавливает пред¬
ложения в соответствующее региональное управление Главгосэнерго¬
надзора Минэнерго СССР о плане распределения электрической и
тепловой энергии и мощности;
е)	составляет годовой энергетический баланс отпуска электри¬
ческой и тепловой энергии и мощности по республике с разбив¬
кой по министерствам, ведомствам и другим группам потребителей
и кварталам года и представляет его в соответствующее региональ¬
ное управление Главгосэнергонадзора Минэнерго СССР с предложе¬
ниями о разрешенном квартальном (месячном) отпуске энергии и
мощности по каждой энергосистеме в увязке с установленными
потребителям лимитами потребления энергии;
26

ж)	собирает, обрабатывает и анализирует оперативную информа¬
цию о соблюдении потребителями установленных лимитов потребле¬
ния' электрической и тепловой энергии и мощности, выполнении
энергосистемами заданий по предельному потреблению электрической
энергии и мощности, объемов вводимых ограничений отпуска энер¬
гии и мощности и представляет необходимые оперативные сведения
в министерство (главное управление) энергетики и электрификации
соответствующей союзной республики, соответствующее региональ¬
ное управление Главгосэнергонадзора Минэнерго СССР;
з)	подготавливает для регионального управления Главгосэнерго¬
надзора Минэнерго СССР предложения об уменьшении лимитов
потребления электрической и тепловой энергии .министерствам и
ведомствам в связи с выявленными случаями расточительного расхода
- энергии подведомственными предприятиями, организациями и учрежде¬
ниями;
и)	периодически проверяет знания правил пользования электри¬
ческой и тепловой энергией, правил и инструкций по безопасной
их эксплуатации у руководящего персонала предприятий энерго¬
надзора;
к)	организует работу по совершенствованию учета электроэнер¬
гии на электростанциях, подстанциях, межсистемных и внутрисистем¬
ных линиях электропередачи и у потребителей, а также по внедре¬
нию информационно-измерительных и автоматизированных систем
учета, контроля энергопотребления и управления им;
л)	рассматривает разногласия между предприятиями энергонадзора
и предприятиями, организациями и учреждениями — потребителями
электрической и тепловой энергии по условиям присоединения
электрических и теплоиспользующих установок к электрическим и
тепловым сетям энергоснабжающей организации, по применению
правил пользования электрической и тепловой энергией, скидок с
тарифа (надбавок к тарифам) на электроэнергию за выполнение
(невыполнение) оптимального уровня компенсации реактивной мощ¬
ности, снижение качества электрической энергии и по другим
вопросам, входящим в компетенцию органов государственного
энергетического надзора, и подготавливает по ним проекты решения
регионального управления Главгосэнергонадзора Минэнерго СССР;
м)	подготавливает и направляет в региональное управление
Главгосэнергонадзора Минэнерго СССР требования к соответствую¬
щим министерствам и ведомствам о снятии с производства не¬
экономичного и не удовлетворяющего требованиям надежной экс¬
плуатации и безопасного обслуживания электрического и тепло¬
использующего оборудования, а также о пересмотре технических
условий на это оборудование;
н)	контролирует и направляет работу предприятий энергонадзора
по привлечению лучших изобретателей и рационализаторов к участию
во всесоюзном, республиканском и областных конкурсах на лучшее
предложение по экономии электрической и тепловой энергии и
осуществлению надзора за внедрением в производство предложений,
премированных на всесоюзном конкурсе; собирает и регистирует
предложения на Всесоюзный конкурс по республике, анализирует
27

их и своевременно направляет в региональное управление Глав¬
госэнергонадзора Минэнерго СССР; участвует в оформлении разре¬
шений на публикацию предложений, премированных на всесоюзном
конкурсе;
o)	принимает от энергосистем заявки на поставку импортной
электроизмерительной аппаратуры и подготавливает для региональ¬
ного управления Главгосэнергонадзора Минэнерго СССР сводную
техническую документацию по этим заявкам;
п)	анализирует электротравматизм в отраслях народного хозяй¬
ства по республике, разрабатывает мероприятия по снижению
электротравматизма и направляет эти материалы в региональное
управление Главгосэнергонадзора Минэнерго СССР;
p)	контролирует организацию и проведение обучения персонала
предприятий энергоиадзора по повышению квалификации и совер¬
шенствованию технических знаний;
с)	составляет отчет о выполнении заданий директивных органов
по экономии электрической и тепловой энергии и использованию
тепловых вторичных эиергоресурсов предприятиями и организациями
республики в соответствии с утвержденными формами и в сроки,
установленные ЦСУ СССР;
т)	составляет обобщенный доклад и краткие сообщения о своей
работе и работе предприятий эиергонадзора соответственно за год
и квартал в целом по республике и представляет его в министерство
(главное управление) энергетики и электрификации соответствующей
союзной республики, республиканские органы (по их запросам) и в
региональное управление Главгосэнергонадзора Минэнерго СССР;
у)	организует свою работу в соответствии с годовым планом
регионального управления Главгосэнергонадзора Минэнерго СССР.
3.	ПРАВА
3.1.	Главному государственному инспектору союзной республики
по энергонадзору, заместителям главного государственного инспекто¬
ра, государственным инспекторам по энергонадзору предоставляется
право:
а)	беспрепятственного доступа в любое время суток к электри¬
ческим и теплоиспользующим установкам при предъявлении служебно¬
го удостоверения;
б)	давать обязательные для всех предприятий, организаций и
учреждений предписания о ликвидации фактов непроизводительного
расходования электрической и тепловой энергии, а также об устране¬
нии нарушений правил устройства электрических установок, технической
эксплуатации электрических и теплоиспользующих установок, и без¬
опасной их эксплуатации, а также правил пользования электри¬
ческой и тепловой энергией;
в)	требовать от руководителей предприятий, организаций и учреж¬
дений соблюдения установленных норм расхода электрической и
тепловой энергии и лимитов потребления этих видов энергии и
электрической мощности, выполнения заданий по использованию
вторичных тепловых энергетических ресурсов;
28

г)	давать обязательные для энергосистем предписания о приме¬
нении правил пользования электрической и тепловой энергией,
внедрении мероприятий по бесперебойному и качественному энерго¬
снабжению потребителей, регулировании графика нагрузки;
д)	требовать от руководителей предприятий, организаций и
учреждений немедленного отключения электрических и теплоисполь¬
зующих установок при обнаружении нарушений, угрожающих аварией,
пожаром либо угрожающих жизни людей;
е)	ограничивать в установленном порядке отпуск электроэнергии
предприятиям, организациям и учреждениям при невыполнении ими
требований о снижении потребления электрической энергии и мощности
до установленного лимита, а также распоряжений о введении в
действие графиков ограничения потребления электроэнергии;
ж)	проверять выборочно соответствие проектов новых и рекон¬
струируемых электрических и теплоиспользующих установок требова¬
ниям действующих правил устройства этих установок и давать
предписания об устранении выявленных отступлений от этих тре¬
бований;
з)	разрабатывать совместно с предприятиями, организациями и
учреждениями мероприятия по снижению потребления электрической
мощности в часы максимальных нагрузок энергосистем и требо¬
вать их выполнения; ,
и)	давать обязательные для предприятий, организаций, учреждений
и энергосистем предписания об установке необходимых приборов
учета и систем контроля и регулирования расходов электрической,
тепловой энергии и электрической мощности;
к)	составлять протоколы о расточительном расходовании электри¬
ческой и тепловой энергии, возбуждать перед административными
комиссиями при исполнительных комитетах районных, городских и
районных в городах Советов народных депутатов вопрос о примене¬
нии к виновным в этом должностным лицам административных
взысканий в соответствии с действующим законодательством;
л)	контролировать своевременную проверку знаний у персонала,
обслуживающего электрические и теплоиспользующие установки,
правил технической эксплуатации и безопасной их эксплуатации,
давать обязательные для руководителей предприятий, организаций и
учреждений указания об отстранении от работы на электрических
и теплоиспользующих установках лиц, не прошедших проверки
знания указанных правил или нарушающих их требования;
м)	давать обязательные для руководителей энергосистем указания
по вопросам о лишении допуска к работе в органах государствен¬
ного энергетического надзора лиц, не прошедших проверки знаний
правил, указанных в п. 2.3и, или нарушающих требования этих
правил;
н)	участвовать в установленном порядке в расследовании обстоя¬
тельств и причин аварий и тяжелых групповых несчастных случаев,
связанных с эксплуатацией электрических и теплоиспользующих
установок;
о)	запрашивать от предприятий, организаций, учреждений и энерго¬
систем необходимые сведения и материалы по вопросам, относящим-
29

ся к компетенции органов государственного энергетического надзора;
п)	требовать от руководителей предприятий энергонадзора пред¬
ставления годовых и квартальных докладов о проводимой ими работе
в области государственного энергетического надзора и хозяйственной
деятельности, а также давать им указания по устранению недостат¬
ков в работе;
р)	требовать в оперативном порядке от районных энергетических
управлений (производственных энергетических объединений), предприя¬
тий электрических и тепловых сетей и предприятий энергонадзора
представления необходимых материалов и справок по вопросам,
входящим в компетенцию республиканского управления (отдела)
государственного энергетического надзора.
3.2.	Права, предусмотренные п. 3.1, предоставляются должностным
лицам республиканского управления (отдела) государственного энер¬
гетического надзора в объемах, определяемых их должностными
положениями, утверждаемыми начальником республиканского управ¬
ления (отдела). При этом права, предусмотренные подпунктами
3.1г, е,и,м, н,о,р, могут быть предоставлены только главному государ¬
ственному инспектору союзной республики по энергонадзору и замес¬
тителям главного государственного инспектора союзной республики по
энергетическому надзору.
4.	ОТВЕТСТВЕННОСТЬ
4.1.	Должностные лица республиканского управления (отдела)
государственного энергетического надзора несут установленную законо¬
дательством ответственность за невыполнение возложенных на них
обязанностей и неправильное использование предоставленных им прав.
4.2.	Действия должностных лиц республиканского управления
(отдела) государственного энергетического надзора могут быть обжало¬
ваны в региональном управлении Главгосэнергонадзора Минэнерго
СССР. Подача жалобы не приостанавливает выполнения обжалуемого
решения.
5.	ПОРЯДОК УТВЕРЖДЕНИЯ, РАСПРЕДЕЛЕНИЯ
И ПЕРЕРАСПРЕДЕЛЕНИЯ ЛИМИТОВ
ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
1.	Настоящий Порядок разработан в соответствии с директив¬
ными документами.
2.	Годовые лимиты потребления электроэнергии по министер¬
ствам, государственным комитетам, ведомствам СССР и советам
министров союзных республик утверждает Госплан СССР исходя нз
планируемого на предстоящий год общего объема производства
электроэнергии, плановых заданий по производству продукции и
видов работ, норм расхода электроэнергии и заданий по ее экономии.
При определении потребности в электроэнергии, необходимой
потребителям, по которым нормы расхода не установлены, за
30

базу берется отчет ЦСУ СССР по форме 9-пс (по состоянию на
1 августа текущего года).
В лимиты потребления электроэнергии, устанавливаемые министер¬
ствам, государственным комитетам, ведомствам СССР и советам
министров союзных республик, включаются получение электро¬
энергии от электростанций Минэнерго СССР и выработка электро¬
энергии собственными электростанциями (блок-станциями).
3.	Госплан СССР утверждает годовые лимиты потребления
электроэнергии по министерствам, государственным комитетам,
ведомствам СССР (по перечню, согласованному с Минэнерго
СССР) и советам министров союзных республик и сообщает им
эти лимиты до 1 ноября текущего года.
По организациям и учреждениям министерств, государственных
комитетов и ведомств СССР, не вошедших в перечень (прочие
потребители), лимит электроэнергии не устанавливается.
Лимиты потребления электроэнергии, подлежащие утверждению на
предстоящий год, рассматриваются отделом энергетики и электрифи¬
кации Госплана СССР по министерствам, государственным комитетам
и ведомствам СССР с 1 сентября по 5 октября, а по советам
министров союзных республик — с 10 по 20 октября текущего года.
Разногласия, возникающие в процессе определения лимитов потребле¬
ния электроэнергии, рассматриваются руководством Госплана СССР
в течение сентября — октября текущего года.
4.	В лимит потребления электроэнергии, утверждаемый министром
государственным комитетам и ведомствам СССР, включается потреб¬
ление электроэнергии всеми подведомственными предприятиями,
объединениями, организациями и учреждениями, а также находящими¬
ся у них на балансе предприятиями и организациями коммуналь¬
ного и культурно-бытового назначения, подсобными хозяйствами,
строительными, транспортными и другими организациями.
В лимит потребления электроэнергии, утверждаемый советам
министров союзных республик, включается отпуск электроэнергии
всем потребителям, подведомственным советам министров союзных
республик (по перечню, согласованному с Госпланом СССР и Мин¬
энерго СССР): союзно-республиканским министерствам, государст¬
венным комитетам и ведомствам союзных республик, республиканским
министерствам, государственным комитетам и ведомствам, советам
министров автономных республик, исполнительным комитетам краевых,
областных, городских (городов республиканского подчинения) Советов
народных депутатов, а также ие находящимся в подчинении министерств
и ведомств СССР совхозам, колхозам, межхозяйственным предприя¬
тиям и организациям (коммунального н культурно-бытового назна¬
чения и других сфер обслуживания населения, государственным и
общественным учреждениям и организациям.
В лимит потребления электроэнергии, утверждаемый советам
министров союзных республик, включается также потребление электро¬
энергии находящимися на территории республики предприятиями,
объединениями, организациями и учреждениями, подведомственными
советам министров других союзных республик. Кроме того, в лимитах
потребления электроэнергии, утверждаемых советам министров союз-
ft.
31

ных республик, предусматривается отдельной строкой величина
потребления электроэнергии населением. В величину потребления
электроэнергии населением включается электроэнергия, расходуемая
городским и сельским населением для бытовых нужд, а также для
личных подсобных хозяйств, приусадебных садовых участков и дач,
находящихся в личном пользовании, гаражей для личных автомобилей,
для нужд личных мастерских художников, скульпторов, гаражно¬
строительных и жилищно-строительных кооперативов.
Отпуск электроэнергии населению, проживающему в жилых домах
и общежитиях, находящихся на балансе предприятий, объединений,
организаций и учреждений и не имеющих с ними раздельного
учета электроэнергии, в величину потребления электроэнергии населе¬
нием не включается.
5.	В лимит потребления электроэнергии предприятиями, объеди¬
нениями, организациями и учреждениями включают потери в электро¬
сетях, а также расход электроэнергии:
на производственные нужды (в том числе на собственные
нужды блок-станций);
на освещение, отопление и вентиляцию производственных и
административных зданий;
предприятиями и организациями коммунального и культурно-
бытового назначения, подсобными хозяйствами, строительными,
транспортными и другими организациями.
Потребление электроэнергии предприятиями, организациями и
учреждениями-субабонентами лимитируется по подведомственности
при наличии раздельного учета и представлении основным або¬
нентом в энергосистему расшифровки расхода электроэнергии, ’ от¬
пущенной субабонентами.
6.	Отпуск электроэнергии предприятиям, объединениям, организа¬
циям и учреждениям производится энергетическими системами в
соответствии с месячными лимитами потребления электроэнергии
с учетом произведенных в установленном порядке изменений.
7.	Министерства, государственные комитеты и ведомства СССР
представляют до 10 октября текущего года в отдел энергетики
и электрификации Госплана СССР распределение годового лимита
потребления электроэнергии по союзным республикам (для сбаланси¬
рования планов ее производства и потребления).
8.	Министерства, государственные комитеты и ведомства СССР
после утверждения Госпланом СССР лимитов потребления электро¬
энергии на предстоящий год согласовывают их распределение (с
учетом плана выработки электроэнергии блок-станциями и продажи
ее энергосистеме) до 15 ноября текущего года по регионам
и энергосистемам с разбивкой по кварталам, с Главгосэнерго¬
надзором Минэнерго СССР.
Советы министров союзных республик (госпланы союзных рес¬
публик) после утверждения Госпланом СССР лимитов потребления
электроэнергии на предстоящий год согласовывают их распределение
(с учетом плана выработки электроэнергии блок-станциями, продажи
ее энергосистеме и потребления населением) до 15 ноября текущего
года по регионам и энергосистемам (с разбивкой по кварталам)
32

с энергонадзорами министерств н главных управлений энергетики
и электрификации союзных республик, которые сообщают в тот же
срок о согласовании в Главгосэнергонадзор Минэнерго СССР.
Согласование распределения лимитов потребления электроэнергии
производится с учетом обеспечения выполнения установленных
министерствам, государственным комитетам и" ведомствам СССР и
советам министров союзных республик планов производства продукции
и видов работ и заданий по экономии электроэнергии.
9.	Министерства, государственные комитеты и ведомства СССР
после согласования с Главгосэнергонадзором Минэнерго СССР сооб¬
щают до 20 ноября текущего года лимиты потребления электро¬
энергии на предстоящий год (с разбивкой по кварталам) под¬
ведомственным предприятиям, объединениям, организациям и учрежде¬
ниям, энергосистемам, а также Госплану СССР, ЦСУ СССР и
Госпланам союзных республик (по соответствующим энергосистемам).
10.	Советы министров союзных республик (госпланы союзных
республик) после согласования с энергонадзорами министерств и
главных управлений- энергетики и электрификации союзных республик
сообщают до 20 ноября текущего года лимиты потребления
электроэнергии (с выделением величины потребления электроэнергии
населением) на предстоящий год (с разбивкой по кварталам)
союзно-республиканским министерствам, государственным комитетам
и ведомствам в союзных республиках, республиканским министер¬
ствам, государственным комитетам и ведомствам, а также под¬
ведомственным им предприятиям, объединениям, организациям и
учреждениям, советам министров автономных республик, исполнитель¬
ным комитетам краевых, областных, городских (городов республи¬
канского подчинения) Советов народных депутатов, энергосистемам,
а также Госплану СССР и ЦСУ СССР.
Совет Министров РСФСР (Госплан РСФСР) в те же сроки сооб¬
щает лимиты потребления электроэнергии (с разбивкой по кварталам)
Мосгорисполкому и Ленгорисполкому.
Советы министров автономных республик, исполнительные коми¬
теты краевых, областных, городских (городов союзного и республи¬
канского подчинения) Советов народных депутатов распределяют не
позднее 1 декабря текущего года по согласованию с энергосисте¬
мами годовые (квартальные) лимиты потребления электроэнергии
между подведомственными потребителями.
При наличии в союзных республиках оптовых потребителей-
перепродавцов электроэнергии лимиты ее потребления устанавливают¬
ся потребителям-перепродавцам по всему кругу потребителей, под¬
соединенных к их сетям, для последующего распределения по
предприятиям, организациям, учреждениям и контроля за исполь¬
зованием этих лимитов.
Энергосистемы Минэнерго СССР на основании устанавливаемых
по энергосистеме лимитов потребления электроэнергии определяют
и доводят до потребителей-перепродавцов суммарные лимиты (с учетом
потерь электроэнергии и расхода ее на собственные и хозяйственные
нужды в сетях перепродавца) и обеспечивают контроль за исполь¬
зованием этих лимитов.
2 Инструктивные материалы
33

И. Минэнерго СССР сообщает до 25 ноября текущего года
энергосистемам лимиты потребления электроэнергии на предстоящий
год (с разбивкой по кварталам, по министерствам, государственным
комитетам, ведомствам СССР и советам министров союзных республик),
а также расчетную потребность в электроэнергии по группе «Прочие
потребители».
12.	Министерства, государственные комитеты, ведомства и исполни¬
тельные комитеты Советов народных депутатов несут ответствен¬
ность за своевременное доведение до подведомственных потребителей
лимитов потребления электроэнергии.
13.	Министерства, государственные комитеты, ведомства СССР
и советы министров союзных республик (госпланы союзных респуб¬
лик) представляют до 30 декабря текущего года в Госплан СССР
расчеты с разбивкой по кварталам (исходя из планов производ¬
ства продукции, видов работ, норм расхода электроэнергии и с
учетом заданной экономии), подтверждающие согласованные с Глав¬
госэнергонадзором Минэнерго СССР лимиты потребления электро¬
энергии.
14.	Министерства, государственные комитеты, ведомства СССР
и советы министров союзных республик могут иметь нераспределен¬
ный резерв в размере до 1,5 % годового лимита потребления
электроэнергии (с разбивкой по союзным республикам и кварталам)
и использовать его по согласованию с Минэнерго СССР.
15.	Минэнерго СССР представляет не позднее 10 декабря теку¬
щего года на согласование в Госплан СССР годовые планы про¬
изводства электроэнергии по энергосистемам (с разбивкой по кварта¬
лам) в увязке с установленными лимитами потребления электро¬
энергии по форме согласно приложению и сообщает не позднее
15 декабря текущего года эти планы, согласованные с Госпланом
СССР, энергосистемам. Минэнерго СССР доводит в те же сроки
планы предельного потребления электроэнергии до энергосистем.
В планы предельного потребления электроэнергии энергосистем
не включается резерв министерств, государственных комитетов, ве¬
домств СССР и советов министров союзных республик, который
учитывается в целом по Минэнерго СССР (с разбивкой по союзным
республикам и кварталам).
16.	Потребители распределяют не позднее чем за 1 мес до
начала очередного квартала в соответствии с установленными им
объемами производства и видами работ по согласованию с энерго¬
системами квартальные лимиты потребления электроэнергии по
месяцам.
Если потребители электроэнергии не представляют в установлен¬
ный срок распределение лимитов потребления электроэнергии с раз¬
бивкой по месяцам квартала, энергосистемы распределяют указанные
лимиты в соответствии с количеством календарных дней в каждом
месяце.
17.	Министерства, государственные комитеты и ведомства СССР
могут 1 раз в последнем месяце текущего квартала не позднее
чем за 10 дней до его окончания перераспределять лимиты
потребления электроэнергии последнего месяца квартала между под¬
34

ведомственными предприятиями, объединениями, организациями и уч¬
реждениями:
внутри отдельных энергосистем — по согласованию с ними;
между регионами и энергосистемами — по согласованию с Мин¬
энерго СССР, по энергосистемам Украинской, Казахской и Белорус¬
ской ССР — по согласованию соответственно с Министерством энер¬
гетики и электрификации Украинской ССР, Министерством энерге¬
тики и электрификации Казахской ССР и Главным производствен¬
ным управлением энергетики и электрификации Белорусской ССР.
Советы министров союзных республик (госпланы союзных рес¬
публик) могут 1 раз в последнем месяце текущего квартала не
позднее чем за 10 дней до его окончания перераспределять лимиты
потребления электроэнергии последнего месяца квартала между
предприятиями, объединениями, организациями и учреждениями, совета¬
ми министров автономных республик, исполнительными комитетами
краевых, областных, городских (городов республиканского подчинения)
Советов народных депутатов:
внутри отдельных энергосистем — по согласованию с ними;
между регионами и энергосистемами — по согласованию с Мин¬
энерго СССР, по энергосистемам Украинской, Казахской и Белорус¬
ской ССР — по согласованию соответственно с Министерством энергети¬
ки и электрификации Украинской ССР, Министерством энергети¬
ки и электрификации Казахской ССР и Главным производственным
управлением энергетики и электрификации Белорусской ССР.
Советы министров автономных республик, исполнительные коми¬
теты краевых, областных, городских (городов республиканского
подчинения) Советов народных депутатов могут 1 раз в последнем
месяце текущего квартала не позднее чем за 10 дней до его
окончания перераспределять в пределах отдельных энергосистем по
согласованию с ними лимит потребления электроэнергии последнего
месяца квартала между подведомственными потребителями.
Об изменении распределения лимитов потребления электро¬
энергии между регионами и энергосистемами министерства, госу¬
дарственные комитеты, ведомства СССР и советы министров союзных
республик (госпланы союзных республик) сообщают подведомственным
потребителям, Главгосэнергонадзору Минэнерго СССР и энерго¬
системам, а министерства, государственные комитеты и ведомства
СССР — также Госпланам союзных республик (по соответствующим
энергосистемам).
Лимиты потребления электроэнергии между кварталами года не
перераспределяются (за исключением резерва, предусмотренного в п. 14).
18.	Потребители по согласованию с энергосистемами могут
2 раза в течение текущего квартала (в первом и втором месяцах не
позднее чем за 10 дней до их окончания) перераспределять месяч¬
ные лимиты потребления- электроэнергии в пределах квартального
лимита. Указанные изменения вносятся при условии представления
предприятиями, объединениями, организациями н учреждениями в
энергосистемы соответствующих обоснований (изменение в снабжении
сырьем и топливом, наличие аварийных ситуаций, изменение числа
рабочих дней по производственным причинам).
2*
35

Об изменении лимитов потребления электроэнергии энергосистемы
сообщают Минэнерго СССР, а потребители электроэнергии — под¬
ведомственным министерствам, государственным комитетам, ведом¬
ствам СССР и советам министров союзных республик (Госпланам
союзных республик).
19.	Минэнерго СССР вносит в соответствии с производствен¬
ными изменениями в установленном порядке поправки в планы
производства электроэнергии и предельного ее потребления по энерго¬
системам. .
20.	Предприятиям, имеющим блок-станции, разрешается использо¬
вать для своих нужд всю электроэнергию, вырабатываемую ими
сверх месячного плана производства электроэнергии, при условии
выполнения установленного плана передачи ее в энергосистему и отпуска
другим потребителям, подсоединенным к сетям этого предприятия.
При невыполнении плана выработки электроэнергии блок-стан-
циями Госплан СССР по представлению Минэнерго СССР рассматри¬
вает вопрос об уменьшении лимитов потребления электроэнергии
соответствующим министерствам, ведомствам СССР и советам ми¬
нистров союзных республик.
ПРИЛОЖЕНИЕ. ПЕРЕЧЕНЬ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ПЛАНА
ПРОИЗВОДСТВА И ЛИМИТОВ ПОТРЕБЛЕНИЯ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ПО ЭНЕРГОСИСТЕМАМ
Электроэнергия, млн. кВт-ч
Производство — всего
В том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
Производство на блок-станциях
Расход на собственные нужды электростанций
Расход на производственные нужды
Потери в электрических сетях
Получение
Передача
Экспорт
Отпуск потребителям — всего
В том числе лимиты потребления, утвержденные Госпланом СССР по:
министерствам, государственным комитетам и ведомствам СССР
советам министров союзных республик
прочим потребителям
Мощность, тыс. кВт
Установленная мощность электростанций до начала года (квартала)
Располагаемая мощность электростанций до начала года (квартала)
УТВЕРЖДЕНО
постановлением Госплана СССР
от 17 ноября 1983 г. № 270
36

6.	МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ФАКТИЧЕСКИХ
ЗНАЧЕНИЙ ОСНОВНЫХ ПАРАМЕТРОВ
ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
НА ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЯХ
1.	ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1.	В условиях, когда возрастают объемы потребления электри¬
ческой мощности и энергии, увеличиваются затраты, связанные с
производством электроэнергии и ее передачей на расстояние, тре¬
буется коренным образом улучшить работу по рациональному и
более эффективному использованию электрической мощности и энер¬
гии.
1.2.	Для успешного решения поставленных задач необходимо
наличие конкретных нормативно-методических документов, обеспечи¬
вающих разработку и внедрение мероприятий по экономии топлив¬
но-энергетических ресурсов н совершенствованию режимов потребления
электроэнергии.
Для решения этой задачи необходима единая методика определе¬
ния параметров потребления электроэнергии с учетом особенностей
характера нагрузки электроустановок потребителей.
С этой целью разработана настоящая Методика, позволяющая
энергоснабжающим организациям в соответствии с [2] осуществлять
периодический, а энергетическим службам предприятий — системати¬
ческий контроль основных параметров потребления электроэнергии по
показаниям установленных на предприятиях приборов учета. Такими
параметрами являются [1]:
фактическая 30-минутная активная мощность потребителя в часы
максимальной нагрузки энергосистемы за расчетный период
(квартал) Рф;
максимальная реактивная мощность, передаваемая потребителю
из сетей энергосистемы в течение 30 мин в периоды максимальной
активной нагрузки энергосистемы (2фі;
средняя реактивная мощность, передаваемая потребителю из сети
или генерируемая в сеть энергосистемы за период ее минимальной
активной нагрузки 6ф2.
Определение перечисленных параметров по единой методике
представителями энергонадзора и энергетических служб промышленных
предприятий в условиях введения с 1 января 1982 г. новых
Прейскуранта № 09-01 [1] и «Правил пользования электрической
и тепловой энергией» [2] должно способствовать упорядочению
взаимоотношений между энергоснабжающими организациями и потре-
-бнтелямн электроэнергии, а также между основными потребителями
и субабонентами.
1.3.	Наличие на промышленных предприятиях статистических
данных о фактических значениях основных параметров потребления
электроэнергии за предыдущие расчетные периоды позволит исполь¬
зовать их:
при прогнозировании заявляемой предприятием 30-минутной актив-
37

ной мощности в часы максимальной нагрузки энергосистемы
[3];
при разработке регулировочных мероприятий по поддержанию
заданных предприятию энергосистемой лимита мощности и планов
потребления электроэнергии [4, 5];	.
при разработке мероприятий по поддержанию заданных пред¬
приятию энергосистемой оптимальной 30-минутной реактивной мощ¬
ности в часы максимальной активной нагрузки бэі и оптимальной
средней реактивной мощности, передаваемой из сети или генерируе¬
мой в сеть энергосистемы в часы максимальной активной нагрузки
бэі [5, 6].
1.4.	Ввиду того что оснащенность промышленных предприятий
приборами учета активной электрической мощности и энергии
различна [7], методика измерения изложена применительно к основ¬
ным вариантам оснащенности.
Вариант 1: имеются сумматоры, фиксирующие совмещенный
30-минутный период максимальной активной и реактивной нагрузок,
а также все необходимые приборы учета [8, 9].
Вариант 2: нет сумматоров, фиксирующих совмещенные 30-минут¬
ные максимумы активной и реактивной нагрузок, а счетчики
реактивной электроэнергии на питающих и отходящих к субабонентам
линиях могут включаться и отключаться с помощью электро-
контактных часов.
Вариант 3: на всех питающих и отходящих к субабонентам
линиях установлены обычные счетчики активной и реактивной
электроэнергии (электроконтактных часов нет).
Вариант 4: имеется информационно-измерительная система учета и
контроля расхода электроэнергии.
1.5.	В процессе измерения фактических значений параметров
потребления электроэнергии на предприятиях необходимо следить за
тем, чтобы запись показаний на нескольких питающих (или
отходящих) линиях была строго синхронизирована по времени. При
неодновременной записи показаний появляется погрешность измерений.
При обработке полученных результатов необходимо:
указанные стрелками сумматоров значения 30-минутной максималь¬
ной нагрузки (активной или реактивной) умножить на соответ¬
ствующие значения коэффициента пересчета К„, К'„;
показания счетчиков активной и реактивной электроэнергии за
30 мин умножить на коэффициент счетчика, который для универ¬
сальных трансформаторных счетчиков не зависит от нагрузки и
определяется как произведение коэффициентов трансформации транс¬
форматоров тока и напряжения [9]: Ксч = К/Кц;
в таблицах измерений (в графе «Примечание») зафиксировать
данные о производительности предприятия, а также вынужденные
простои энергоемких электроустановок во время измерений.
Значения коэффициентов Kj/K'J и КСЧ(К'С^) указываются при
организации учета на передней стенке приборов (на специальном
сменном щитке).
1.6.	Для электроснабжения предприятий, имеющих в своем составе
электроустановки с резкопеременным и несимметричным характером
38

нагрузки, энергосистема должна иметь большую установленную мощ¬
ность электрооборудования, чем для электроснабжения предприятий
со спокойной и симметричной нагрузкой, при условии, что потреб¬
ление электроэнергии этих предприятий за разное время одинаково
[10, И]. Увеличение электрической мощности оборудования энерго¬
системы связано с тем, что при наличии рассматриваемых типов
приемников электроэнергии увеличиваются потери в силовом обору¬
довании энергосистем, обусловленные токами обратной последователь¬
ности и токами, связанными с резкими изменениями характера
нагрузки. В настоящее время дополнительные затраты, связанные с
увеличением необходимой мощности электрооборудования энерго¬
систем либо с сокращением срока службы имеющегося оборудо¬
вания, несет энергосистема. На промышленных предприятиях необ¬
ходимая мощность оборудования (двигателей, трансформаторов и т. д.)
электроустановок с резкопеременным и несимметричным характером
нагрузок выбирается с учетом особенностей этих нагрузок [12].
1.7.	В целях упорядочения расчетов предприятий, имеющих
приемники электроэнергии с резкопеременным и несимметричным
характером нагрузки, с энергосистемой фактическую 30-минутную
мощность, на основании которой определяется заявляемая максималь¬
ная активная мощность, подлежащая оплате по основной ставке двух¬
ставочного тарифа, необходимо определять с учетом особенностей
графиков нагрузок. Особенности определения Рф относятся и к расчету
максимальной реактивной мощности, используемой при расчете
надбавок к тарифу на электроэнергию за компенсацию реактивной
мощности [1]. Порядок расчета Рф и 2ф1 с учетом особенностей
графиков нагрузок приемников электроэнергии с резкопеременными и
несимметричными нагрузками приведен в разд. 8.
1.8.	При изменении основных параметров потребления электро¬
энергии на предприятиях с резкопеременным и несимметричным
характером нагрузки, связанных с проведением расчетов с энерго¬
системой, необходимо:
а)	определять Рф и <2фІ с помощью самопишущих ваттметров
или варметров (например, Н348, Н395, Н350, Н396) либо других
стандартных измерительных приборов, устанавливаемых в месте
подключения приборов коммерческого учета; измерения проводить
в течение всего периода максимума нагрузки энергосистемы;
б)	при отсутствии этих приборов указанные параметры рассчиты¬
вать с учетом данных, характеризующих особенности графиков
нагрузок, которые рассчитываются на стадии проектирования при
выборе мощностей питающих трансформаторов;
в)	контролировать значения Рф и органами энергонадзора
в соответствии с [2] по приборам, установленным на подстан¬
циях предприятий либо с помощью переносных стандартных
приборов;
г)	предприятиям, имеющим рассматриваемые нагрузки, при состав¬
лении договора на пользование электроэнергией рассчитывать Рф и
Сфі с учетом особенностей графиков нагрузок по результатам
измерений в сетях действующих предприятий либо по результатам
расчетов на стадии проектирования по приведенной ниже методике;
39

д)	органам энергонадзора в соответствии с [2] периодически
контролировать значения Рф и бфі с учетом особенностей графиков
нагрузок предприятий для проверки правильности расчетов пред¬
приятий с энергосистемой за пользование электроэнергией;
е)	предприятиям энергонадзора при определении лимитов мощ¬
ности для рассматриваемых типов потребителей электроэнергии учиты¬
вать особенности их графиков нагрузок.
2.	ОПРЕДЕЛЕНИЕ ФАКТИЧЕСКОЙ ЗО-МИНУТНОЙ
АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ ПРЕДПРИЯТИЙ В ЧАСЫ
МАКСИМАЛЬНОЙ АКТИВНОЙ НАГРУЗКИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ
2.1.	ВАРИАНТ 1 (см. п. 1.4)
Для ориентировочного определения Рф можно воспользоваться
показаниями сумматора. Через каждые 30 мин после начала
прохождения активной нагрузки энергосистемы (до момента сброса
показаний) записываются указанные ведущей стрелкой значения
максимальной нагрузки предприятия со (в делениях). Для получения
значений максимальной активной нагрузки необходимо умножить
максимальное значение за период максимума нагрузки сот на коэф¬
фициент пересчета Ки
^фт ~
Результаты измерений и расчетов сводятся в табл. 1.
Индекс к = 1, 2, 3... в табл. 1 и далее означает номер
30-минутного интервала времени, а т = 1, 2, 3... — номер максимума
активной нагрузки.
Таблица 1
Дата
измерения
(число, месяц,
год)
Максимум
активной
нагрузки
Интервал
времени,
мин
Показания
прибора
<ок, дел.
дел.
•Рфт»
кВт
1
2
3
4
5
6
7
1-	й (утрен¬
ний)
2-	й (вечер¬
ний)
0-30
30-60
И т. д.
С01
<02
/’фі
^ф2
Значения Рфь Рф2 и т. д. из графы 7 табл. 1 заносятся в
форму Э1 (см. приложение). Максимальное из зафиксированных
значений мощности в графе 7 (табл. 1) за расчетный период
(квартал) будет представлять собой ориентировочную максимальную
активную мощность потребителя Рф. Зафиксированное указывающей
стрелкой сумматора значение Рф будет использовано при расчетах за
электроэнергию с энергоснабжающей организацией.
40

Для получения более достоверных значений Рф в часы макси¬
мальной нагрузки энергосистемы целесообразно проводить измерения
с использованием показаний счетчика, фиксирующего суммарную
потребляемую предприятием активную электроэнергию. Показания
прибора записываются в течение всего времени прохождения мак¬
симума активной нагрузки через интервалы At = 30 мин. Результаты
измерений обрабатывают следующим образом. Для каждого 30-
минутного интервала определяют
Лю* =иін ~(ок,	(1)
где <оь <о1+1 — последовательно снятые показания счетчика активной
электроэнергии, дел.
Среднюю мощность, кВт, для принятого интервала At можно
определить по формуле пересчета
Р'фЛ = ЛюкК„/К„	(2)
где К, — временной коэффициент, определяемый как Ді/60 (при
At = 30 мин К, = 30/60 = 0,5).
Результаты измерений и расчетов сводятся в табл. 2.
Таблица 2
Дата
измерения
(число, месяц,
год)
Максимум
активной
нагрузки
Время
измерения,
мин
*>h
дел.
Значение
по (1)
рфЬ
кВт
кВт
1
2
3
4
5
6
7
1-й (утрен¬
ний)
0*
30
60
и т. д.
СОі
(02
ДсОі = О)2 — О)х
Ао)2 = 0)3 — 0)2
Рфі
2-й (вечер¬
ний)
* Начало отсчета, которое может быть принято равным фактическому времени в начале
В графу 6 табл. 2 вписываются значения Р^к, определенные
с помощью (1) для 30-минутных интервалов.
В графу 7 табл. 2 вписываются взятые из графы 6 средне¬
взвешенные 30-минутные значения активной мощности предприятия
для каждого максимума активной нагрузки энергосистемы: РфЬ
Рф2 и т- Д- Значения РфЬ Рф2 и т. д. из графы 7 табл. 2 заносят
в форму Э1 (см. приложение).
Максимальное из зафиксированных значений мощности в графе 7
табл. 2 за период измерений будет^представлять собой Рф для
данного расчетного периода.
41

2.2.	ВАРИАНТ 2 (см. п. 1.4)
В этом случае Рф можно определить с использованием показаний
установленных на каждой питающей линии счетчиков активной
электроэнергии способом, изложенным в подразделе 2.1, а нагрузка
на каждой линии может быть определена в порядке, изложенном
в табл. 2 (графы 1—6). Необходимо отметить, что измерения
следует производить одновременно на всех питающих линиях.
Последующие расчеты выполняют в порядке, приведенном в
табл. 3.
Таблица 3
Дата
измерения
(число, месяц,
год)
Максимум
активной
нагрузки
Интервал
времени
Рфк< «Вт, и»
каждой линии
рф*.
кВт, на
всех
линиях
кВт
1
2
1
1
2
3
4
5
6
1-й (утрен¬
ний)
0-30
30-60
и т. д.
^11
/&/
ф/
^1
ит.д.
Рфі
2-й (вечер¬
ний)
Рф2
Значения Рф1, Рф2 и т. д. из графы 6 табл. 3 заносят в форму
Э1 (см. приложение). Максимальное из зафиксированных значений
мощности (графа 6 табл. 3) за период измерений будет пред¬
ставлять собой Рф для данного расчетного периода.
3.	ОПРЕДЕЛЕНИЕ МАКСИМАЛЬНОЙ ЗО-МИНУТНОЙ
РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ ПРЕДПРИЯТИЙ В ЧАСЫ
МАКСИМАЛЬНОЙ АКТИВНОЙ НАГРУЗКИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ
3.1. ВАРИАНТ 1 (см. п. 1.4)
Для ориентировочного определения ()фі можно воспользоваться
показаниями сумматора.
Через каждые 30 мин после начала прохождения максимальной
активной нагрузки энергосистемы (до момента сброса показаний)
записываются указанные ведущей стрелкой значения максимальной
реактивной нагрузки предприятия соі (в делениях). Для получения
значений максимальной реактивной нагрузки (}фіт необходимо умно¬
жить наибольшее значение за время максимальной активной нагрузки
еті, на коэффициент К'„.
Результаты измерений и расчетов сводятся в табл. 4.
42

Таблица 4
Дата
измерения
(число, месяц,
год)
Максимум
активной
нагрузки
Интервал
времени,
мин
со*,
дел.
дел.
£ф1т ~
= <о;к'п,
квар
1
2
3
4
5
6
7
1-й (утрен¬
ний)
0-30
30-60
И т. д.
<01
2фи
2-й (вечер¬
ний)
ой
2ф12
Значения @фц, <2ф12 и т. д. из графы 7 табл. 4 заносят в
форму Э1 (см. приложение). Максимальное из зафиксированных
значений в графе 7 табл. 4 за расчетный период (квартал) будет
представлять собой ориентировочное значение бф1. Зафиксированное
указывающей стрелкой сумматора значение бфі будет использовано
при расчетах за электроэнергию.
Для получения более достоверных значений бфі в часы макси¬
мальной нагрузки энергосистемы целесообразно проводить измерения
с использованием показаний счетчика реактивной электроэнергии,
фиксирующего суммарную реактивную электроэнергию предприятия.
Показания прибора записывают в течение всего времени прохождения
максимальной активной нагрузки через интервалы Дг = 30 мин.
Результаты измерений обрабатываются следующим образом. Для
каждого 30-минутного интервала определяют
Дет\ = <o't+1 - <o't.
(3)
Среднюю мощность, квар, для принятого интервала At можно опре¬
делить по формуле пересчета
(2філ А<0цКсч/Кг,	(4)
где Kt — см. (2).
Результаты измерений и расчетов сводятся в табл. 5.
После определения (Гфп, 0ф12 и т. д. по (4) (графа 6
табл. 5) наибольшие средневзвешенные 30-минутные значения реактив¬
ной мощности для каждого максимума активной нагрузки, взятые
из графы 6, вписывают в графу 7 табл. 5 и обозначают в
соответствии с номером максимума нагрузки (2фіь Сфіг и т- Д-
Значения бф11 и бфп и т. д. из графы 7 табл. 5 заносят в
форму Э1 (см. приложение).
Максимальное из зафиксированных значений мощности в гра¬
фе 7 табл. 5 за время измерений будет представлять собой <2фі
для данного расчетного периода.
43

Таблица 5
Дата
измерения
(число, месяц,
год)
Максимум
активной
нагрузки
Время
измерения,
мин
Ю*.
дел-
Значение
ПО (3)
О'фік.
квар
Сфі»;,
квар
1
2
3
4
5
6
7
1-й (утрен¬
ний)
0
30
60
и т. д.
О>2
ю'з
Дю'і = (0'2 — (О'і
Дю'2 = (о’з — (о'г
е'фи
С'ф12
Сфіі
2-й (вечер¬
ний)
3.2. ВАРИАНТ 2 (см. п. 1.4)
Мощность бфі определяется по формуле [2]
Ие1
Сфі = Ки«х-77,	(5)
где tiD = tmaxp — общее число часов работы счетчика в часы
максимальной нагрузки энергосистемы за расчетный период;
ti = tmaxy + Ітахв — число часов работы счетчика в 1 сут за периоды
максимальной нагрузки; tmaxytmaxB — продолжительность утренней и
соответственно вечерней максимальной нагрузок энергосистемы, ч;
D — число суток в расчетном периоде; Ктох — коэффициент при¬
ведения среднего значения за время tmaxp к 30-минутному мак¬
симуму, принимаемый равным: для предприятий с 7-дневной рабочей
неделей 1,2; с 6-дневной 1,3; с 5-дневной 1,4; Wqi — реактивная
электроэнергия, зафиксированная счетчиками за D сут, квар-ч.
Для определения Wqi необходимо выполнить измерения и
расчеты, которые сводятся в табл. 6. Значение Wgi определится
как сумма значений в графе 6 табл. 6
Wkll = WQn + WQi2 + ... + WQll.
,	Таблица 6
Номер
питающей
линии
Показания счетчиков реак¬
тивной энергии на каждой
питающей линии, дел.
Разность показаний
счетчиков за
расчетный период
Atofc, дел.
КСЧ
^Ql-
кварч
в начале
расчетного
периода
в конце
расчетного
периода (че¬
рез D сут)
1
2
3
4
5
6
1
ю)н
Д<П| —Ыц—о)1н
К СЧІ
= ДсоіК^ч1
2
®2н
<°2£
Дсо2 = а>2к — е>2н
К сч2
и^12 = Д©2^ч2
/
“ін
Дет/ = (о1к — (оІЯ
К СЧІ
и'е, = До>/КсЧ(
44

После подстановки WQ1 в (5) (при известных Кпах, и D)
определяется бфі предприятия за расчетный период (квартал).
3.3.	ВАРИАНТ 3 (см. п. 1.4)
Временно^ до установки приборов, фиксирующих суммарную
реактивную нагрузку предприятия в часы максимума нагрузки
энергосистемы, контролировать фактическое значение реактивной мощ¬
ности следует ежесуточными записями показаний обычных счетчиков
реактивной электроэнергии на начало и конец периодов максимума
активной нагрузки энергосистемы [2].
Расчетная бфі определяется в этом случае по (5) при
= 1,2 и D = 1
ефі = і^и^/ц.	(6)
Измерения и расчеты выполняются отдельно для каждой питаю¬
щей линии, и результаты сводятся в табл. 7 персоналом пред¬
приятий.
Согласно [2] энергоснабжающая организация имеет право в
любые сутки расчетного периода контролировать значение <2фь
определяемое (6).
Для определения потребления реактивной энергии в часы максиму¬
ма энергосистемы предприятием в целом необходимо просуммиро¬
вать значения в графе 8 табл. 7 по всем питающим линиям,
сведя их предварительно в табл. 8.
Максимальное из значений в графе 6 табл. 8 за период измерений
будет представлять собой lKg|, используемую для расчета £7*1
по (6).
При планировании установки на предприятиях специальных
устройств (сумматоров), фиксирующих суммарную 30-минутную
Таблица 7
Дата
изме¬
рения
(число,
месяц,
год)
Максимум
активной
нагрузки
Показания счетчика
реактивной электро¬
энергии, дел.
А“к.
дел.
^сч
•
и'еь
квар■ч
И'еіь
квар-ч
в начале
периода
макси¬
мума
нагрузки
в конце
периода
макси¬
мума
нагрузки
1
2
3
4
5
6
7
8
1-	й (ут¬
ренний)
2-	й (ве¬
черний)
ЮІН
«2н
“1*
™2к
Аюі=ети-
-Ю]
Дю2 =
= ю2к —
^еи =
=
^621 =
wgn +
+ И£21
45

Таблица 8
Дата
измерения
(число, месяц,
год)
Суммарная реактивная электроэнергия на каждой
линии, квар-ч (табл. 7, графа 8)
И^17» квар-ч
1
2
7
1
2
3
4
5
6
^еі2
•—
При + При + ...
реактивную нагрузку потребителя в часы максимальной нагрузки
энергосистемы, представителям энергетических служб предприятий
необходимо наряду с выполнением описанных выше измерений и
расчета средневзвешенной реактивной мощности за период
максимальной нагрузки энергосистемы (см. подраздел 3.3) заблаго¬
временно (не позднее чем за 6 мес) начать измерения для определения
средневзвешенной фактической совмещенной 30-минутной максималь¬
ной реактивной нагрузки промышленного предприятия в часы
максимума активной нагрузки энергосистемы. Значение бфі можно
определить с использованием показаний установленных на каждой
питающей линии счетчиков реактивной электроэнергии способом,
изложенным в подразделе 3.1. При этом средневзвешенная 30-
минутная максимальная реактивная нагрузка каждой линии в часы
максимальной активной нагрузки энергосистемы может быть опре¬
делена в порядке, приведенном в табл. 5 (графы 1—6).
Необходимо отметить, что измерения желательно производить
ежесуточно одновременно на всех питающих линиях.
Последующие расчеты выполняются в порядке, изложенном в
табл. 9.
Таблица 9
Дата
изме¬
рения
(число,
месяц,
год)
Макси¬
мум
актив¬
ной
нагруз¬
ки
Интер¬
вал
вре¬
мени,
МИИ
•
<2ф1. квар
Сфік, квар
бфіпі»
квар
1
2
7
1
2
3
4
5
6
1-й
(ут-
рен¬
нин)
0-30
30-60
и т. д.
<2'фіп
С'фігі
(?ф112
С'ф122
(2'фп/
Сф12/
2'фп =
= С'фіп +
+ С'ф112 +
+ С'фіп
и т. д.
Сфн
Сф12
2-й
(ве¬
чер¬
ний)
46

Значения (2фіь 6фі2 и т. д. из графы 6 табл. 9 заносят в форму
Э1 (см. приложение).
Наибольшее из зафиксированных значений в графе 6 табл. 9
за период измерений будет представлять собой (2ф1 для данного
расчетного периода.
Полученные измерением значения £>фі предприятия при заранее
известной бэі И позволят заблаговременно разработать мероприя¬
тия по компенсации реактивной мощности и совершенствованию
режимов потребления электроэнергии для поддержания регламенти¬
рованного электроснабжающей организацией оптимального значения
бэі в часы максимума нагрузки энергосистемы.
4.	ОПРЕДЕЛЕНИЕ СРЕДНЕЙ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
ПРЕДПРИЯТИЯ В ЧАСЫ МИНИМАЛЬНОЙ АКТИВНОЙ
НАГРУЗКИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ ЗА РАСЧЕТНЫЙ ПЕРИОД
(КВАРТАЛ)
4.1.	ВАРИАНТ 1 (см; п. 1.4)
Мощность (2ф2 можно определить с использованием показаний
счетчиков, фиксирующих суммарную реактивную электроэнергию
предприятия. Показания приборов записываются в начале и конце
каждого минимума активной нагрузки энергосистемы.
Среднюю мощность, квар, за период минимальной активной
нагрузки энергосистемы tmln можно определить по формуле пере¬
счета
Сф2и = ^'пК'сч/К',,	(7)
где Дшй = и) к —	ч>'в, ю'к — показания счетчика реактивной энергии
соответственно в начале и конце периода минимальной активной
нагрузки энергосистемы, дел.; К’, — временной коэффициент, опреде¬
ляемый как tmin/6O; п = 1, 2, 3... — номер минимума активной нагрузки
энергосистемы.
Результаты измерений и расчетов сводятся в табл. 10. В графу 5
табл. 10 вписывают значения 6ф2ю определенные по (7).
Значения 6ф2Ь Сф22 и т. д из графы 5 табл. 10 заносят в форму Э1
(см. приложение).
Таблица 10
Дата
измерения
(число, месяц,
год)
«І, дел.
дел.
квар
на начало
периода со^
на конец
периода
1
2
3
4
5
Сф21
Сф22
И Т. Д.
47

Тогда средняя реактивная мощность потребителя в часы мини¬
мальной активной нагрузки энергосистемы за расчетный период
(квартал)
Сф2 = (Сф2І + 6ф22 + • • • + 6ф2л)/п-	*	С®)
4.2.	ВАРИАНТ 2 (см. п. 1.4)
Включение счетчиков реактивной электроэнергии на время мини¬
мальной активной нагрузки энергосистемы с помощью электрокон-
тактных часов позволит получить исходные данные для расчета
потребления реактивной электроэнергии предприятием в часы мини¬
мальной активной нагрузки за расчетный период (квартал).
Средняя реактивная мощность потребителя в часы минимальной
активной нагрузки энергосистемы за расчетный период (квартал)
определится по формуле [2]
6ф2 = WQ2llhD),	(9)
где t2 — число часов работы счетчика в 1 сут за период минимальной
нагрузки энергосистемы; И^2 — реактивная электроэнергия, зафикси¬
рованная счетчиками за D сут, квар-ч.
•Для определения необходимо выполнить измерения и расчеты,
которые сводятся в таблицу, аналогичную табл. 6, но отличающуюся
от последней тем, что в графу 6 заносят значения реактивной электро¬
энергии И^2і, Wq22, ..., Wq2j, зафиксированные каждым счетчиком за
D сут в часы минимальной нагрузки энергосистемы.
Тогда Wq2 определится как сумма значений в графе 6
1^02 = Wq2] + Wq22 + • • ■ + Wq21-
После подстановки величины Wq2 в формулу (9) (при известных
значениях t и D) определяется значение мощности предприятия за
расчетный период.
4.3.	ВАРИАНТ 3 (см. п. 1.4)
Значение бф2 можно определить с использованием установленных
на каждой питающей линии счетчиков реактивной электроэнергии,
фиксируя ежесуточно их показания в начале и конце каждого мини¬
мума активной нагрузки энергосистемы за расчетный период [2]
персоналом предприятия.
Тогда расчетная реактивная мощность потребителя за 1 сут
бф2П определится по (9) при условии, что D = 1, a Wg? — реактивная
электроэнергия, зафиксированная счетчиками за 1 сут в часы мини¬
мальной нагрузки энергосистемы,
Сф2п = WfenAa-
(Ю)
Результаты измерений и расчетов выполняются для каждой питаю¬
щей линии и сводятся в табл. 11.
48

Таблица 11
Дата
измерения
(число, месяц,
год)
Показания счетчика реактивной
электроэнергии, дел.
Разность показаний
счетчика за период
минимума нагрузки,
дел-
^сч
WQ2-
кварч
в начале периода
минимума нагрузки
в конце периода
минимума
нагрузки
1
2
3
4
5
6
Таблица 12
Дата
измерения
(число,
месяц, год)
квар-ч
(табл. 11, графа 6)
Суммарное потребле¬
ние реактивной элект¬
роэнергии предприяти¬
ем за 1 сут в период
минимума нагрузки,
квар -ч
Сф2и.
квар
1
2
1
1
2
3
4
1Ге2І
^622
Wqu
Wq1„=Wq1i+^
+ Wq22 + ---
... + ire2Z
По (10)
Для определения потребления реактивной электроэнергии в часы
минимальной нагрузки энергосистемы предприятием в целом, а
также средней реактивной мощности за этот же период необходимо
просуммировать значения в графе 6 табл. 11. Результаты расчетов
сводятся в табл. 12.
Значения бф2п из графы 4 табл. 12 заносят в форму Э1 (см.
приложение).
Определение фактических средних значений реактивной мощности
субабонентов за период минимальной активной нагрузки энергосистемы
Сс.ф2и аналогично определению мощности бф2« основного потреби¬
теля с учетом оснащенности питающих субабонентов линий приборами
учета. Рассчитанные значения 6с.ф2п заносят в форму Э1.
Используя полученные данные, можно оценить долевое участие
субабонентов в формировании фактической средней реактивной
электроэнергии основного потребления в часы минимальной актив¬
ной нагрузки энергосистемы за расчетный период (квартал).
В случае оснащенности предприятия приборами учета в соот¬
ветствии с вариантом 3 (см. подраздел 4.3) энергоснабжающая орга¬
низация имеет право в любые сутки расчетного периода контроли¬
ровать среднее значение реактивной мощности потребителя в часы мини¬
мальной нагрузки энергосистемы 0ф2п, рассчитывая его по (10) [2].
49

5.	ОСОБЕННОСТИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ Рф ОСНОВНОГО
ПОТРЕБИТЕЛЯ, ОТПУСКАЮЩЕГО ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЮ
СУБАБОНЕНТАМ
5.1.	Согласно [1] основные потребители рассчитываются за
электроэнергию как с энергосистемой, так и с субабонентами по
тарифам, установленным Прейскурантом 09-01 для соответствующих
групп потребителей.
Когда основной потребитель и субабонент рассчитываются за
электроэнергию по двухставочному тарифу, значение максимальной
активной нагрузки субабонента фиксируется в договоре с основным
потребителем и регистрируется соответствующими приборами,
установленными на питающих субабонентов линиях [2]. Контроли¬
ровать значение этого максимума в часы максимальной нагрузки
энергосистемы можно методами, приведенными в разд 2, в зависи¬
мости от типа приборов учета, установленных на линиях субабо-
иентов.
5.2.	Когда основной потребитель рассчитывается за электроэнергию
по двухставочному тарифу, а субабонент по одноставочному, возникает
задача определения участия субабонента в формировании суммарной
максимальной активной нагрузки, фиксируемой установленными
на вводах основного потребителя приборами учета. При этом
контроль участия субабонента в формировании суммарной макси¬
мальной активной нагрузки будет зависеть от типа приборов учета,
установленных на вводах основного потребителя и на линиях, питаю¬
щих субабонентов.
Вариант 1. На вводах потребителя установлен сумматор, фиксирую¬
щий совмещенную 30-минутную максимальную активную нагрузку
потребителя, а на питающих субабонентов линиях установлены счет¬
чики активной электроэнергии.
При наличии на сумматоре свободных вводов определение
участия субабонентов в формировании суммарной максимальной
активной нагрузки не представляет больших трудностей. С этой целью
можно снять сигналы, пропорциональные активной мощности, с линий,
питающих субабонентов, и подать их с обратным знаком на вводы
сумматоров. Тогда активная мощность, потребляемая субабонентами,
будет автоматически вычитаться из суммарной и приборы учета, уста¬
новленные на вводах, будут фиксировать максимальную нагрузку
только основного потребителя.
Вариант 2. На вводах основного потребителя установлен сум¬
матор, на который невозможно подать сигналы с линий, питающих
субабонентов. На линиях, питающих субабонентов, имеются счетчики
активной электроэнергии.
В этом случае для определения участия субабонентов в формиро¬
вании суммарного максимума активной нагрузки основного потре¬
бителя необходимо в часы максимальной нагрузки энергосйстемы с
помощью табл. 1 (без графы 5) построить график нагрузки на вводах
основного потребителя, а с помощью табл. 2 в те же периоды времени —
графики нагрузки на линиях, питающих субабонентов.
Результаты измерений и расчетов сводятся в табл. 13.
50

Таблица 13
Дата
измерения
(число, месяц,
год)
Максимум
активной
нагрузки
Средневзвешенная 30-минутная
максимальная активная нагрузка
на каждой линии, питающей
субабонентов, кВт
^с.фЬ
кВт
кВт
^с.фти»
кВт
1
2
/
1
2
3
4
5
6
1-й (утрен¬
ний)
^с.фі
^с.ф2
Т$2
Рсфі
2-й (вечер¬
ний)
Гс.фЗ
Значения суммарной мощности на всех линиях, питающих субабо¬
нентов (графа 4 табл. 13), соответствующие максимальной 30-минут-
ной мощности в течение каждого периода максимальной активной
нагрузки основного потребителя (графа 5), обозначают Р^, PC(J)2
и т. д. и заносят в форму Э1 (см. приложение).
Вариант 3. На вводах основных потребителей и на линиях, питаю¬
щих субабонентов, установлены счетчики активной электроэнергии.
. В этом случае на вводах основных потребителей и на линиях,
питающих субабонентов, снимаются графики активной нагрузки в
часы максимальной нагрузки энергосистемы. Результаты измерений
и расчетов сводятся в табл. 3, которая составляется отдельно для
основных потребителей и для линий, питающих субабонентов.
Дальнейшие расчеты приводятся в, порядке, изложенном в табл. 13
(без графы 3). Вычисленные значения Рс.фі, Рсф2 и т. д. (см. вариант 2)
заносят в форму Э1 (см. приложение) и используют при расчетах
за электроэнергию между основным потребителем и субабонентом.
6.	ОПРЕДЕЛЕНИЕ ФАКТИЧЕСКИХ ЗНАЧЕНИЙ ОСНОВНЫХ
ПАРАМЕТРОВ ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ С
ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ИНФОРМАЦИОННО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ
СИСТЕМ
6.1.	При наличии на промышленных предприятиях информационно¬
измерительных систем учета и контроля электроэнергии (например,
ИИСЭ1-48, ИИСЭ2 и др.) сбор статистических данных о факти¬
ческих значениях совмещенных максимальной активной Рф и
реактивной бф нагрузок значительно упрощается, так как совме¬
щенные 30-минутные максимальные нагрузки предприятия в часы
суточных максимальных нагрузок энергосистемы регистрируются
цифропечатающим устройством автоматически через каждые 30 мин
[7]. В этом случае задача определения Рф и сводится к выбору
из имеющихся данных максимальных значений за каждый период
максимальной активной нагрузки энергосистемы и регистрации этих
значений в форме Э1 (см. приложение).
51

6.2.	Мощность бф2 может быть определена с использованием
зафиксированных данных о потреблении реактивной электроэнергии
в часы максимальной активной нагрузки энергосистемы за расчетный
период (квартал) по (9).
7.	ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТОВ ОДНОВРЕМЕННОСТИ
МАКСИМАЛЬНЫХ НАГРУЗОК
7.1.	Согласно [2] при отсутствии устройств, суммирующих
нагрузку (сумматоров), совмещенная максимальная нагрузка потреби¬
теля (активная или реактивная) может определяться путем умножения
значений разновременных максимальных нагрузок, зафиксированных
регистрирующими элементами электросчетчиков по отдельным питаю¬
щим линиям, на коэффициент одновременности, который фиксируется
в договоре на пользование электроэнергией.
7.2.	Рассмотрим последовательность определения коэффициента
одновременности Кодн, используемого для определения совмещенной
максимальной активной нагрузки потребителя [9].
Коэффициент, учитывающий несовпадение по времени максималь¬
ных 30-минутных активных нагрузок отдельных питающих линий,
-^фт
КоДН Рф1 + Рф2 + ... + Рф/’
(И)
где Рфт — максимальная 30-минутная суммарная активная нагрузка
предприятия, зафиксированная в часы суточных максимумов в день
контрольного измерения нагрузки потребителя (по указанию энерго¬
системы); Рфі, Рф2,--.,Рфі — максимальные 30-минутные активные на¬
грузки отдельных питающих линий по суточному графику в день
контрольного измерения.
7.3.	Порядок определения входящих в (И) мощностей зависит от
варианта оснащенности предприятий приборами учета.
Вариант 1. На каждой питающей линии предприятия установлены
счетчики с фиксацией максимальной 30-минутной нагрузки.
Для получения значений Рфь Рф2, ..., Рфі необходимо представи¬
телю энергонадзора перед началом суточного контрольного измерения
нагрузки предприятия вернуть указывающие (буксирные) стрелки
счетчиков в исходное (нулевое) положение. Тогда зафиксированные
за 1 сут значения максимальной нагрузки на каждой питающей линии
будут Рфь Рф2, .... Рфі-
Для определения Рфт необходимо:
а)	способами, изложенными в разд. 2, с использованием табл. 1
измерить средневзвешенные мощности за 30 мин в периоды макси¬
мальной нагрузки энергосистемы на каждой питающей линии;
б)	с использованием данных, определенных по п. «а», построить
суммарный график 30-минутных значений активной нагрузки пред¬
приятия Рф=/(і) в периоды максимальной нагрузки энергосистемы;
в)	на графике Рф = f (t) найти наибольшее средневзвешенное
значение мощности за 30 мин, которое будет представлять собой
^*фт-
52

Пример. Определить Кодн предприятия, питающегося по трем
линиям, на каждой из которых установлены счетчики с фиксацией
максимальной нагрузки.
Максимальные 30-минутные нагрузки на каждой питающей
линии, зафиксированные в день контрольного измерения нагрузки,
составляют соответственно Рф! = 5 МВт; Рф2 = 4,5 МВт; Рф3 = 5,5 МВт.
Суммарная нагрузка предприятия, зафиксированная в день
контрольного измерения нагрузки в часы максимальной нагрузки
энергосистемы, Рфт = 10,5 МВт. При таких исходных данных коэф¬
фициент одновременности определяется с использованием (11)
Кодн = Рфт/(Рф1 + Рф2 + Рфз) = 10,5/(5 + 4,5 + 5,5) = 0,7.
Вариант 2. На каждой питающей линии предприятия установлены
обычные счетчики активной электроэнергии.
Последовательность выполнения измерений должна быть следую¬
щей:
а)	способами, изложенными в разд. 2, с использованием табл. 2
(без графы 2) измеряют средневзвешенные значения активной мощности
за 30 мин на каждой линии в день контрольного измерения нагрузки
потребителя (по указанию энергосистемы). При этом необходимо,
чтобы периоды максимальной нагрузки вошли в общее время выпол¬
нения измерений*;
б)	из результатов измерений по п. «а» выбирают наибольшие
значения мощности на каждой линии, которые будут представлять
собой РфЬ Рф2, .... Рфі;
в)	с использованием данных, полученных по п. «а», строят сум¬
марный график 30-минутных значений активной нагрузки предприятия
Рф = f (t) в период максимальной нагрузки энергосистемы;
г)	на графике P$=f (t) находят’ наибольшее средневзвешенное
значение мощности за 30 мин, которое будет представлять собой Рфт.
После определения Рфт и РфЬ Рф2, ..., Рф/ с помощью (9) рас¬
считывают коэффициент КОдн-
Аналогично может быть определен коэффициент, учитывающий
несовпадение по времени максимальных 30-минутных реактивных
нагрузок отдельных питающих линий,
К'одн = Сф1т/(бф11 + бф12 + ••■ + Сфі/),	(12)
где бфіт — максимальная 30-минутная суммарная реактивная нагрузка
предприятия, зафиксированная в часы суточных максимумов в день
контрольного измерения нагрузки потребителей (по указанию энер¬
госистемы); Сфп, бфі2, - Сфп — максимальные 30-минутные реактив¬
ные нагрузки отдельных питающих линий по суточному графику в
день контрольного измерения.
В варианте 1 для определения бфц, бфіг, ■ • •, бфй необходимо поль¬
зоваться табл. 4, в варианте 2 — табл. 5 (без графы 2).
После определения бф1т и бфп, 6фі2	Сфі/ по (12) рассчиты¬
вают К'ОДН.
* По решению представителя энергонадзора продолжительность таких измерений может
быть ограничена временен рабочей смены.
53

При известных значениях Кодн и Кёдн, а также Рф1, Рф2, ..., Рф/
и бфіь Сфі2, • ••, бфі/ при последующих расчетах за электроэнергию
предприятий с энергоснабжающими организациями максимальная
30-минутная активная нагрузка может быть определена из выражения
(И): Рфт = Кодн(Рфі + Рф2 + ... + Рф/), а 30-минутная максимальная
реактивная нагрузка из (12): бф/т = ^'однСбфіі + бф/2 + — + бфі/К
8.	ОСОБЕННОСТИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ 30-МИНУТНЫХ
МАКСИМАЛЬНЫХ АКТИВНОЙ И РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТЕЙ
В СЕТЯХ С РЕЗКОПЕРЕМЕННЫМИ И НЕСИММЕТРИЧНЫМИ
НАГРУЗКАМИ
8.1.	СЕТИ С РЕЗКОПЕРЕМЕННЫМИ СИММЕТРИЧНЫМИ
НАГРУЗКАМИ
8.1.1.	Фактические значения 30-минутных максимальных актив¬
ной Рф5 и реактивной бфд мощностей приемников электроэнергии с
резкопеременным симметричным характером нагрузки [10,11]
^°ф8 —	+ аР’ Сф8 = ]/бфі +
гДе Рф и Q$i, OpHOQ — средние 30-минутные значения и среднеквадратич¬
ные отклонения текущих значений активной и реактивной мощностей
за то же время.
При определении 30-минутной заявляемой максимальной актив¬
ной и реактивной мощности в период максимальной нагрузки энерго¬
системы значения Рф и бф1 определяются по показаниям счетчиков за
30 мин в период максимальной нагрузки энергосистемы способами,
изложенными в подразделе 2.3. Таким образом, нагрузки значения актив¬
ных и реактивных мощностей, приведенные в графе 7 табл. 1, 2, 4, 5,
графе 6 табл. 3, 9, необходимо умножить на поправочные коэффи¬
циенты
К&р = 1/1 + (<Тр/Рф)2;	(13)
Ksq = |/1 + (се/бфі)2.	(14)
8.1.2.	Величины <тР и og в зависимости от оснащенности пред¬
приятий самопишущими ваттметрами и варметрами определяют
двумя способами.
При отсутствии на предприятиях самопишущих приборов исполь¬
зуют значения средних Р^ Qcp и среднеквадратичных Ра, QCK нагру¬
зок, определяемые для выбора мощности питающих трансформаторов
ГПП предприятий с резкопеременными нагрузками на стадии проекти¬
рования. Поправочные коэффициенты:
Ър = Рск/Рср^ KgQ = бск/бср-
Выражения для К8Р и Kgg представляют собой также коэф¬
фициенты формы 30-минутных графиков активной или реактивной
мощности [12].
54

При наличии на предприятиях самопишущих, ваттметров и вар¬
метров для определения сР и erg используют регистрограммы активной
и реактивной мощностей, записанные в течение 30 мин в часы макси¬
мальной нагрузки энергосистемы. Запись осуществляется одновременно
С измерениями трехфазным счетчиком, необходимыми для определения
Рф и еФ1.
Величины:
где N — число отсчетов значений мощности внутри 30-минутной
регистрограммы; Pf, Qi — измененные ординаты мощностей внутри
30-минутных интервалов; Рф, 2фі — средние мощности, определяемые
по показаниям счетчиков за 30 мин, в течение которых сняты регистро¬
граммы.
С учетом особенностей графления диаграмм самопишущих
приборов Н348 и Н395 при получении регистрограмм активной и ре¬
активной мощностей целесообразно выбрать скорость записи 600 мм/ч.
Это позволяет производить измерения через интервал 10 мм,
что соответствует шагу координатной сетки диаграммы. При этом
за 30 мин фиксируется 30 точек отсчета, т. е. N = 30. Интервал
измерения 1 мин. При использовании других приборов интервал
измерения не должен превышать 1 мин.
Регистрацию активной и реактивной мощностей с помощью са¬
мопишущих приборов следует производить непрерывно в течение
всего периода максимальной нагрузки энергосистемы и на каждом
30-минутном интервале определять К8Р и K8g. Для определения К8Р
и K8g и Рф8 и 6ф8 все необходимые измерения и расчеты сводятся в
табл. 14,. составленную для определения фактической мощности Рфз-
Для определения расчетной мощности Рф8 необходимо выбрать
максимальное из значений в графе 12 табл. 14.
Для определения K8g и £>ф8 составляют аналогичную таблицу.
Расчеты существенно упрощаются при использовании микрокальку¬
ляторов, в которых предусматривается запоминание результатов
расчетов (например, БЗ-21).
Пример. Рассчитать фактическую максимальную активную мощ¬
ность Рф8 и 30-минутную реактивную мощность бф8 в часы максимальной
активной нагрузки энергосистемы для части предприятия, питаю¬
щегося от ГПП, основной нагрузкой которого является прокатный стан,
если по проектным данным известно, что для наиболее тяжелого режима
прокатки Рф = 30,3 МВт:
<тР = 12,72 МВт; 2ф1 = 27,8 Мвар; Gg = 8,2 Мвар.
55

Таблица 14
0- s
(кВт)
—
ю
аГ
О?
£
ю
II
СО
о?
CQ
«,
Ь
м
S
и 5.
«о
е*
и
d •
Кхр по (13)
-
и
5
<ч
з
+
II
II
гч
ё
-1/1 + (ОР2/РФ2)2
и т. д.
&■
II
Г <чм
,о
6"
0
Л
с.
zd — г
(*</- 'dl'l'
ОС
ОО
•
•
t&f-'rf)
г-
Ф</—'</
чО
•е
о, а
в7 £ а
f л
*» ®
■*
<ч гч
•ѳ- -е
а, а, .
1 1 :
а? £
а,
1
о
а?
(г irgni wo) Ф,)
ѵ->
«ё .
сч
-&
‘aJvwBdxodiOHjad он
ИИНЭІІЭИЕИ ІЧХЕІЯІгХсад
о
С-1 Г) Ч . m
а, а, а, а,	: ft,
а?а?а?а?
О
СО
а.
ВІГВЯбЭІНИ
о.іон.тХним-о£ иЛгХна
кинэдэиси Цаиіон
со
•—< ст гл Tt ; о
— ст m "пт
О
НИИ
‘инаиэйв ігеяйэхнц
С4
о
m
1
о
о
\о
1
о
ti
н
S
(tfOJ ‘ІІКЗЭИ ‘ОІГЭИЬ)
кинэгіэиси BiBtf
56

Коэффициенты: •
КІР = |/1 + (12,72/30,3)2 = 1,085; K&Q = 0 + (8,2/27,8)2 = 1,042.
Тогда фактическая максимальная активная мощность
Рф8 = К8РРф = 1,085 • 30,3 = 32,87 МВт.
Максимальная получасовая реактивная мощность в период мак¬
симальной активной нагрузки энергосистемы
6ф8 = ^8е6фі = 1,042 ■ 27,8 = 28,98 Мвар.
8.2.	СЕТИ С НЕСИММЕТРИЧНЫМИ НАГРУЗКАМИ
8.2.1.	В сетях с несимметричными нагрузками заявляемые макси¬
мальная активная и реактивная мощности, для определения которых
вычисляется фактическая мощность Q^, используемая при определении
надбавок к тарифам на электроэнергию за повышенное потребление
реактивной мощности по сравнению с заданным энергосистемой ее
оптимальным значением [1] в течение 30-минутной максимальной
активной нагрузки энергосистемы, рассчитываются по нагрузке наиболее
загруженной фазы [10,11]
Р$т ~ ЗРфіт; Q3m = ^Сфіт,
где Рфіт и 2фіт — 30-минутные максимальные активная и реактивная
мощности наиболее загруженной фазы (по данным измерений).
8.2.2.	Для определения мощностей бзт и Рзт в сетях со спокойной
несимметричной нагрузкой необходимы три однофазных счетчика
либо один трехфазный и два однофазных. В последнем случае 30-минут-
ная мощность фазы, где не устанавливается однофазный счетчик
(например, фазы С), РфС определяется на основании разности 30-ми-
нутных мощностей, определенных с использованием показаний трехфаз¬
ного счетчика, и суммы 30-минутных мощностей, определенных с исполь¬
зованием показаний однофазных счетчиков, установленных в фазах
А и В, за один и тот же промежуток времени
рфс = рфЗ — (рфл + рфв),
гдеРфз = Кп3со3;РфЛ = К^соль^фв = ^пі“вьКпзиКП1 - коэффициенты
пересчета для трехфазного и однофазного счетчиков (Кп3 = 2Ксч3;
Кпі = 2Ксчі); <£>з, соЛі, соді — показания трехфазного и однофазных
счетчиков, установленных в фазах Л и В.
В трехфазных сетях с изолированной нейтралью, где установлены
только трехфазные счетчики, однофазные счетчики целесообразно
включать по схеме рис. 1 [13].
При этом необходимо выполнение следующих условий:
Рщ + Рді = R-W2 + Рд2 = Р-li Рд « 0,1 Rtf.
Результаты измерений и расчетов сводятся в табл. 15. В качестве
расчетной принимается утроенная максимальная нагрузка одной из
трех фаз за весь период максимальной нагрузки энергосистемы. Для
57

определения необходимы три однофазных счетчика либо два однофазных
и один трехфазный. В трехпроводных сетях для этих целей можно
использовать два счетчика активной электроэнергии, включенных
по схеме рис. 2, и, как правило,
имеющийся трехфазный счетчик
реактивной электроэнергии.
Рис. 1. Схема включения одно¬
фазных счетчиков:
~ активные сопротивления
обмоток напряжения счетчиков;
Аді, Ад2 — добавочные сопротивления;
Я] — активное сопротивление
Рис. 2. Схема включения счетчиков
активной электроэнергии
Реактивная мощность в фазе С QAi = Q3 — (QA1 + QB1).
Все расчеты выполняются так же, как и для определения Рзт
для чего результаты измерений и расчетов сводятся в таблицу,
аналогичную табл. 15. При этом фазные реактивные мощности по
показаниям однофазных счетчиков активной электроэнергии:
Qai =	Qbi —
8.2.3.	В сетях с резкопеременной несимметричной нагрузкой для
определения Рзт и Q3m необходимо иметь три самопишущих однофаз¬
ных ваттметра, которые включаются по схеме рис. 3, а для измерения
активных мощностей и рис. 3, б — для реактивных [13], и два однофаз¬
ных и один трехфазный счетчик, которые включаются по схемам
рис. 1 и 2.
При этом необходимо, чтобы + Rnl = rW2 + яд2 = RW3 + Кд3.
Рис. 3. Схемы включения са¬
мопишущих однофазных ватт¬
метров
58

Таблица 15
8
4Э-
m
II
6
«2
\О
сЗ
W
S
ч
40
	 	 сЗ
II 'І ь
_ -Ѳ-еа
J- s
II
m
І’і -ІИ
I s -sit
is
ГЧ
8
«•
Й,
-
н
1
Q? +
II X
О
•ео
і
о
б С С
•©••©••©•
а, а, а.
0
11
О О CQ
•©• a, S
o.
II
-
6 6 G
аГаГаТ'
eq
S
><
II
eq
•е
Й,
с.
5 S3 Q
•€>
а. а, а.
ttl
11
eq срД
££s
ft,
II
о
ч S я
tO CO CO
•©••&•©•
S
4°
II
<?
оо
ем ел
X X X
•©••©••©•
а, а, а.
X
11
11	ь
x x£
co <p К
-e- ft,S
Q-
II
o\
XXX
co to co
'&'&'€*
a, a. a.
3
с
II
m
•Ѳ-
ЙМ
г-
—> см tn
ЧЕ> «• «•
а, а, а.
u
Ю
£
oo
г— cm m
u o u
to co co
eq
Ю
k
Г-
5 s s
co CO ЬО
£ ££
8
45
сп сп еп
3 3 3
to
£
45
•-I ем m
5 5 5
.e>.e<.0’
1< 1<
j	Показания счетчиков	|
и
г
с с с
3 3 3
a, S
cue
■e -e ■&
a, a, a.
5
г
■*
—■ еч со
eq «5 5
3 3 3
5.Я
£-s
ч £i
a, a. a.
X
г
**>
•— ем сп
XXX
3 3 3
Q_ 2
cn
XXX
•©<•©••©•
СЦ
Интервал
времени,
мин
ГМ
О О О ~
СП \D О> 8=1
1 1 1 и
ООО
СП \О S
&1I
£8.
s «
ГЧ
1 1 1 и
о о о ta-
ГП \D s
Дата из¬
мерения
(число,
месяц,
год)
-
B?
0 І 3 o' Hz-
« M 3 « §
«
-
59

На основании показания счетчиков способом, приведенным в
подраздел 8.3, определяется 30-минутная нагрузка Рф для каждой фазы
в течение всего периода максимальных активных нагрузок энерго¬
системы; Рф5 для каждого 30-минутного промежутка и для каждой фазы
определяется на основании записей однофазных регистрирующих
ваттметров и варметров в соответствии с подразделом 8.1. Результаты
расчетов сводятся в табл. 16.
В качестве расчетной принимаются утроенные максимальные
30-минутная активная Рзт и реактивная Q3m нагрузки одной из трех фаз
за весь период максимальной нагрузки энергосистемы.
ПРИЛОЖЕНИЕ. ФАКТИЧЕСКИЕ ЗНАЧЕНИЯ АКТИВНЫХ
И РЕАКТИВНЫХ МОЩНОСТЕЙ ПРЕДПРИЯТИЯ В ПЕРИОДЫ
СУТОЧНЫХ МАКСИМАЛЬНОЙ И МИНИМАЛЬНОЙ АКТИВНЫХ
НАГРУЗОК ЭНЕРГОСИСТЕМЫ
ФОРМА Э1
Дата
(число,
месяц,
год)
Период максимальной активной
нагрузки энергосистемы
Период минимальной
активной нагрузки
энергосистемы
Примеча¬
ние
Номер
кВт
С?ф1т»
квар
^с.фт»
кВт
Сф2и.
квар
С с.ф2й’
квар
1-й (утрен¬
ний)
2-й (вечер¬
ний)
Время максимальной активной нагрузки энергосистемы:
утренней от  до ч,
вечерней от  до  ч.
Время минимальной активной нагрузки энергосистемы:
от	до .	 ч.
Заявленная (договорная) на текущий период (квартал) мощность
потребителя, участвующая в максимальной активной нагрузке энерго¬
системы, Р^ =  кВт.
Заданная энергосистемой 30-минутная оптимальная реактивная
нагрузка потребителя в часы максимальной активной нагрузки
энергосистемы бэ1 =квар.
Заданная энергосистемой оптимальная средняя реактивная нагрузка
потребителя в часы минимальной активной нагрузки энергосистемы на
текущий период (квартал) Q32 =квар.
60

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1.	Прейскурант № 09-01. Тарифы на электрическую и тепловую
энергию, отпускаемую энергосистемами и электростанциями Мини¬
стерства энергетики и электрификации СССР. М.: Прейскурантиздат,
1980. 50 с.
2.	Правила пользования электрической и тепловой энергией. М.:
Энергоатомиздат, 1985. 640 с.
3.	Инструктивные материалы Главгосэнергонадзора. М.: Энерго¬
атомиздат, 1983. 399 с.
4.	Указании по регулированию режимов электропотребления.
М.: Информэнерго, 1979. 69 с.
5.	РТМ 12.25.010-81. Указания по регулированию режимов
электропотребления на предприятиях угольной промышленности.
6.	Инструкция по системному расчету компенсации реактивной
мощности в электрических сетях. См. настоящий сборник.
7.	Гойхман В. М., Миновский Ю. П. Методика определения факти¬
ческих значений основных параметров электропотребления, исполь¬
зуемых при расчетах за электроэнергию на предприятиях угольной
промышленности. М.: МГД им. А. А. Скочинского, 1981. 27 с.
8.	Справочник по электропотреблению в промышленности. М.:
Энергия, 1978. 496 с.
9.	Головкин Н. И. Энергосистема и потребители электрической
энергии. М.: Энергоатомиздат, 1984. 359 с.
10.	Липский А. М. Влияние качества электроэнергии на экономи¬
ческие показатели энергосистем. — Известия вузов. Сер. Энергетика,
1982, № 12, с. 68-72.
11.	Липский А. М. Определение реактивной мощности оборудо¬
вания энергосистем для электроснабжения потребителей с резкопере¬
менным несимметричным характером нагрузки.— Промышленная
энергетика, 1984, № 2, с. 28 — 30.
12.	Электрические нагрузки промышленных предприятий/ С. Д. Во-
лобрянский, Р. М. Каялов, П. Н. Клейн, В. С. Мошель. Л.: Энергия,
1971. 264 с.
13.	Васильев С. Е. Справочник по наладке электроустановок
и электроавтоматики. Киев: Наукова думка, 1972. 624 с.
УТВЕРЖДЕНА
Главгосэнергонадзором Минэнерго СССР
7 августа 1984 г.

7.	ПОРЯДОК УСТАНОВЛЕНИЯ ЛИМИТОВ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ МОЩНОСТИ И КОНТРОЛЯ
ЗА ИХ СОБЛЮДЕНИЕМ
1.	Настоящий Порядок определен на основании директивных
документов.
2.	Лимит электрической мощности * — предельная электрическая
мощность, разрешенная потребителям электроэнергии в часы макси¬
мальных электрических нагрузок энергосистемы.
3.	Лимиты мощности устанавливаются промышленным и при¬
равненным к ним потребителям электроэнергии независимо от того,
входят они в состав объединения или являются самостоятельными
(по каждому отдельному объекту, цеху, расположенному обособленно
от предприятия и не имеющего с ним обшей распределительной сети);
научно-производственным объединениям с присоединенной мощностью
150 кВ • А (кВт) и выше, имеющим лимит электроэнергии, установленный
вышестоящими организациями; сельскохозяйственным потребителям
электроэнергии с присоединенной мощностью 750 кВ • А (кВт) и выше
(по каждому отдельному комплексу, отделению) независимо от вида
тарифа, по которому рассчитываются за израсходованную электро¬
энергию.
4.	Для обеспечения соблюдения установленных лимитов мощности
потребители обязаны разрабатывать и вводить дополнительные
регулировочные мероприятия по снижению нагрузки.
5.	Лимиты мощности устанавливаются потребителям электро¬
энергии на часы утренней или вечерней максимальной нагрузки
энергосистемы и являются для них наивысшим пределом потребле¬
ния мощности в эти часы. Вне часов максимальных нагрузок энер¬
госистемы потребителям разрешается использовать мощность в пре¬
делах суточного лимита потребления электроэнергии.
6.	Время прохождения утренней и вечерней максимальной нагрузки
устанавливается энергосистемой (энергонадзором) по месяцам квар¬
талов и по продолжительности не может превышать значений, уста¬
новленных действующими Правилами пользования электрической
энергией.
7.	При наличии обоюдной договоренности энергосистемы
(энергонадзора) и потребителя допускается устанавливать лимит мощ¬
ности не на все время прохождения максимальной нагрузки, а на
отдельные заранее согласованные часы с глубоким (более чем на
30%) ее снижением. Обязательным условием при этом является
обеспечение энергосистемой заданной ей предельной потребляемой
мощности во все часы максимума, а также наличие у потребителя
автоматизированной информационно-измерительной системы учета
электроэнергии, сумматора или счетчиков с указателем максимальной
нагрузки.
* Далее слово «электрическая» опускается.
62

8.	Лимиты мощности определяют исходя из лимитов потребле¬
ния электроэнергии, установленных промышленным и приравненным
к ним потребителям министерствами (ведомствами), в подчинении кото¬
рых они находятся.
9.	При расчете лимитов мощности потребителя принимают суточ¬
ный график нагрузки за «режимный» день предыдущих 3 лет с
наивысшим коэффициентом заполнения графика нагрузки в часы
максимальных нагрузок энергосистемы
~ ^с/Ртахуг ^з.в = РсД’тохв,
где Рс — среднесуточная нагрузка, кВт.
Для расчетов лимитов мощности на I и TV кварталы коэффи¬
циенты заполнения графика нагрузки в часы утренней и вечерней
максимальной нагрузки энергосистемы принимаются по графикам
нагрузки за «режимный» день декабря, на II и III кварталы — по
графикам нагрузки за «режимной» день июня.
10.	Расчетные нагрузки, кВт, потребителя в часы максимальной
нагрузки энергосистемы определяются по формулам
pf 	 -^сут . рг 	 -^сут
таху~ 24К3/ гаахв“ 24КЗВ’
где Лсут — суточный лимит электроэнергии в рабочий день, опреде¬
ленный на основе месячных лимитов электроэнергии и данных расхода
ее в выходные и праздничные дни.
И. При наличии у основного потребителя субабонентов лимиты
мощности устанавливаются основному абоненту с учетом нагрузки
субабонентов энергоснабжающей организации.
12.	При составлении с потребителем электроэнергии дополни¬
тельных постоянно действующих регулировочных мероприятий по
снижению нагрузки на АРрег.доп (!!е учтенную коэффициентами Кзу
и КЗБ) это значение снимается с расчетной нагрузки потребителя
Р — Р' — АР ■ Р = Р' — АР
л таху 1 таху ш per. доп» *тахв — х max в ш per. доп*
13.	Расчетные нагрузки (лимиты мощности) совмещаются (сум¬
мируются) на 1 ч (пик) максимальной нагрузки энергосистемы
(утренней и вечерней).
Совмещенный максимальный лимит мощности сопоставляется с
максимальной нагрузкой, определенной для этой группы потреби¬
телей исходя из установленной энергосистеме предельной потребляе¬
мой мощности собственными потребителями электроэнергии: разре¬
шенная максимальная нагрузка лимитируемых по мощности потреби¬
телей равна предельной потребляемой мощности собственными
потребителями за вычетом: а) мощности на собственные нужды энерго¬
системы, б) потерь в ее электросетях, в) мощности на производственные
нужды энергосистемы, г) мощности потребителей, не лимитируемых
по модности (определяется по данным измерения нагрузки за «ре¬
жимным» днем предыдущего года).
14.	Предельная потребляемая мощность в целом по энергосистеме
задается ЦДУ ЕЭС Минэнерго СССР на следующий квартал теку-
63

щего года с разбивкой по месяцам или неделям каждого месяца за
45 дней до начала очередного квартала.
15.	При установлении энергосистемами предельных значений
потребляемой мощности по неделям месяца совмещенный максимум
мощности должен быть сбалансирован с минимальной заданной
недельной мощностью в данном месяце.
Лимиты мощности на каждый месяц квартала доводятся до потре¬
бителей за 1 мес до начала очередного квартала.
16.	Если совмещенный максимальный лимит мощности окажется
больше разрешенной максимальной нагрузки лимитируемых по мощ¬
ности потребителей электроэнергии, то рассчитанные потребителям
лимиты мощности уменьшаются следующим образом:
потребителям с присоединенной мощностью менее 750 кВ • А
уменьшение производится на один и тот же процент для всех потре¬
бителей;
потребителям с присоединенной мощностью 750 кВ • А и выше
уменьшение производят исходя из регулировочных возможностей
каждого потребителя.
Во всех случаях совмещенный максимальный лимит мощности
должен быть равен разрешенной энергосистеме максимальной нагрузке
лимитируемых по мощности потребителей электроэнергии.
17.	При корректировке лимита потребления электроэнергии потре¬
бителю лимиты мощности не пересчитываются. В исключительных
случаях установленные потребителям лимиты мощности увеличивает
энергосистема (энергонадзор) по согласованию с Главгосэнерго¬
надзором и ЦДУ ЕЭС Минэнерго СССР.
18.	Контроль за лимитами мощности осуществляется в часы
максимальной нагрузки энергосистемы по способам и условиям
определения 30-мннутной нагрузки, оговоренным договором или
взаимными соглашениями между энергонадзором и потребителем
электроэнергии.
Контроль за фактической совмещенной 30-минутной нагрузкой
потребителей следует производить по показаниям счетчиков, фикси¬
рующих максимальную 30-минутную нагрузку потребителя в часы
максимальной нагрузки энергосистемы.
При двух (и более) пунктах учета нагрузка контролируется
суммирующим устройством или автоматизированной информацион¬
но-измерительной системой.
19.	В том случае, когда 30-минутный контроль нагрузки произ¬
водится по показаниям счетчиков, потребитель обязан фиксировать
фактическое потребление электроэнергии в журнале измерения нагрузок,
который должен быть пронумерован, прошнурован и скреплен
печатью энергонадзора.
20.	Энергосистемы (энергонадзор) при невыполнении потреби¬
телями требований о снижении потребления мощности до установлен¬
ного лимита после предупреждения принудительно ограничивают
отпуск электроэнергии потребителям в размере, обеспечивающем
заданное снижение потребления мощности.
21.	Энергосистемы (энергонадзоры) взимают с потребителя плату
за электроэнергию, израсходованную сверх месячного лимита, в
64

пятикратном размере тарифа и плату за мощность, израсходованную
сверх установленного лимита потребления, в десятикратном размере
основной ставки (независимо от вида тарифа) в установленном порядке
(приложения Г и 2).
22.	При лимитировании (снижения договорной) нагрузки потреби¬
теля в часы максимальной нагрузки энергосистемы энергонадзор при
расчетах за электроэнергию должен соответственно снижать потре¬
бителю на период лимитирования оплачиваемую мощность при условии
соблюдения им установленного плана потребления электроэнергии.
23.	Ограничение потребителей по мощности при необходимости
вводится в порядке, установленном «Инструкцией о порядке состав¬
ления и применения графиков ограничения потребления и отключения
электрической энергии при недостатке электрической энергии и мощ¬
ности в энергосистемах и их объединениях».
24.	С вводом в действие настоящего Порядка считается утратившим
силу Порядок, установленный Госэнергонадзором Минэнерго СССР
16 августа 1977 г. № 16-6р со всеми последующими к нему допол¬
нениями.
ПРИЛОЖЕНИЕ 1. ПОРЯДОК ВЗИМАНИЯ ПЛАТЫ
ЗА ПРЕВЫШЕНИЕ ЛИМИТА МОЩНОСТИ
Главгосэнергонадзор, Управление бухгалтерского учета и отчет¬
ности и Финансовое управление Минэнерго СССР устанавливают
следующий порядок взимания в течение года платы за превышение
лимита мощности.
1.	С предприятий и организаций, допустивших превышение лимита
мощности, взимается повышенная плата в десятикратном размере
основной ставки (независимо от вида тарифа) с ежемесячными
расчетами за используемую мощность.
2.	Суммы, взысканные сверх тарифа (ставки), должны отно¬
ситься на себестоимость продукции объединений, предприятий,
организаций.
Отражение в бухгалтерском учете энергосистем сумм, поступив¬
ших от потребителей за электроэнергию и мощность, израсходован¬
ные сверх установленных лимитов, и взнос этих сумм в бюджет
необходимо производить в порядке, установленном письмом Мини¬
стерства финансов СССР от 18 апреля 1933 г. № 55 (циркуляр Управ¬
ления бухгалтерского учета и отчетности от 30 мая 1983 г. № 18).
3.	При расчетах по основной плате за заявленную мощность,
участвующую в максимальной нагрузке энергосистемы, повышенная
плата взимается в следующем порядке.
Пример 1. Заявленная потребителем мощность 1800 кВт. Пред¬
приятию установлен лимит мощности в часы максимальной нагрузки
энергосистемы, равный 1000 кВт. Фактическая 30-минутная нагрузка
предприятия составила 1500 кВт.
Основная плата в месяц: 36/12 = 3 руб/кВт.
Сумма основной платы за заявленную мощность: 3-1800 =
= 5,4 тыс. руб.
3 Инструктивные материалы
65

С предприятия взыскивается повышенная плата за превышение
лимита мощности: 3-500 10= 15 тыс. руб.
Пример 2. Заявленная потребителем мощность 1800 кВт. Пред¬
приятию установлен лимит мощности в часы максимальной нагрузки
энергосистемы, равный 1000 кВт.
Фактическая 30-минутная нагрузка предприятия составила 1900 кВт.
Основная плата в месяц: 36/12 = 3 руб/кВт.
Сумма основной платы за заявленную мощность: 3-1900 =
= 5,7 тыс. руб.
С предприятия взыскивается повышенная плата за превышение
лимита мощности: 3-900-10 = 27 тыс. руб.
4.	При расчетах за электроэнергию по одноставочному тарифу
повышенную плату за перерасход лимита мощности начисляют
исходя из стоимости 1 кВт максимальной нагрузки, установленной
Прейскурантом № 09-01 для промышленных и приравненных к
ним потребителей электроэнергии по двухставочиому тарифу для
данной энергосистемы.
Пример 3. Абонент энергосистемы — организация, рассчитываю¬
щаяся за электроэнергию по 3 коп/(кВт • ч).
Организации установлен лимит мощности в часы максимальной
нагрузки энергосистемы, равный 300 кВт.
Фактическая 30-минутная нагрузка организации составила 350 кВт
Сумма основной платы за 1 кВт максимальной нагрузки по
данной энергосистеме (для потребителей двухставочного тарифа)
составляет 36 руб/год или 3 руб/мес.
С организации взыскивается плата за перерасход лимита мощ¬
ности: 3 • 50 • 10 = 1500 руб.
5.	При обнаружении факта превышения предприятиями лимита
мощности энергоснабжающая организация составляет акт, а в случае
питания электроустановок потребителя непосредственно с подстанций
и электростанций энергосистемы факт превышения лимита мощности
фиксируется по оперативной документации энергоснабжающей орга¬
низации.
Если в отчетном месяце произведено несколько проверок и
зафиксированы факты превышения лимита мощности, в конце месяца
начисляется повышенная плата по наибольшему превышению лимита
в течение 1 мес.
6.	Повышенная плата в десятикратном размере основной ставки
начисляется энергонадзорами при выписке окончательного платеж¬
ного документа (с выделением отдельной строкой) за истекший
месяц и взыскивается с предприятий и организаций в безакцептном
порядке.
7.	Расчеты по шкале скидок с тарифа и надбавок к нему на
электроэнергию и компенсацию реактивной мощности с промышлен¬
ными и приравненными к ним потребителями производят исходя из
сумм реализации, исчисленных по соответствующему тарифу, без учета
повышенной платы в десятикратном размере за превышение лимита
мощности.
8.	Взимание повышенной платы за превышение предприятиями
и организациями лимита мощности вводится с 31 декабря 1982 г.
66

9.	Считать утратившим силу письмо Главгосэнергонадзора,
Финансового управления и Управления бухгалтерского учета и отчет¬
ности Минэнерго СССР от 1 сентября 1981 г. № 17-6/27-Э.
ПРИЛОЖЕНИЕ 2. О РАСЧЕТАХ ЗА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ
мощность с предприятиями И ОРГАНИЗАЦИЯМИ при
ЛИМИТИРОВАНИИ ИХ В ЧАСЫ УТРЕННЕЙ И ВЕЧЕРНЕЙ
МАКСИМАЛЬНОЙ НАГРУЗКИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ
В связи с поступающими запросами о порядке расчетов за
электрическую мощность (далее — мощность) с предприятиями и орга¬
низациями при лимитировании их в часы утренней и вечерней
максимальной нагрузки энергосистемы Главгосэнергонадзор и Финан¬
совое управление Минэнерго СССР разъясняют:
1.	В соответствии с директивными документами введено ежеме¬
сячное лимитирование мощности в течение всего года. В соответствии
с этим расчеты с потребителями, которые лимитируются по мощ¬
ности, необходимо вести на основании устанавливаемых им ее
лимитов. Понятие заявленной мощности при этом меняет смысл и
исключается из применения.
2.	При установлении предприятиям и организациям различных
по величине лимитов мощности на утренний и вечерний максимумы
нагрузки энергосистемы основная плата за мощность взимается в
следующем порядке.
При соблюдении предприятиями и организациями лимитов пот¬
ребления электроэнергии (в киловатт-часах) основная плата берется
по меньшему из лимитов потребления мощности.
При несоблюдении предприятиями и организациями установлен¬
ных лимитов потребления электроэнергии основная плата берется
по большему из лимитов потребления мощности.
При превышении лимита электрической мощности предприятиями
и организациями повышенная плата в десятикратном размере основ¬
ной ставки рассчитывается по нижеприведенному примеру.
Пример. Предприятию, рассчитывающемуся за электроэнергию
по двухставочному тарифу, установлен лимит мощности в часы
утренней максимальной нагрузки энергосистемы, равный 1000 кВт,
а вечерней 1400 кВт. Месячная плата за 1 кВт: 36/12 = 3 руб.
Случай 1. Если фактическая 30-минутная нагрузка предприятия
в утренний максимум составила 1200 кВт, а в вечерний максимум пре¬
вышения лимита мощности не было, то сумма основной платы за
мощность: 3 • 1400 = 4,2 тыс. руб. и с предприятия взыскивается повы¬
шенная плата за превышение утреннего лимита мощности: 3 • 200-10 =
= 6 тыс. руб.
Случай 2. Если фактическая 30-минутная нагрузка предприятия в
вечерний максимум составила 1500 кВт, а в утренний — превышения
лимита мощности не было, то сумма основной платы за мощность:
3 • 1500 = 4,5 тыс. руб. и с предприятия взыскивается повышенная
плата за превышение вечернего лимита мощности : 3-100-10 = 3 тыс. руб.
3*
67

Случай 3. Если фактическая 30-минутная нагрузка предприятия в
утренний максимум составила 1100, а в вечерний 1600 кВт, то сумма
основной платы за мощность: 3 ■ 1600 = 4,8 тыс. руб. и с предприятия
взыскивается повышенная плата по большему из допущенных пре¬
вышений лимита мощности (в данном случае вечернего): 3-200-10 —
= 6 тыс. руб.
Примечание. Предприятию, рассчитывающемуся за электро¬
энергию по одноставочному тарифу, повышенную плату за перерасход
лимита мощности начисляют исходя из стоимости 1 кВт максимальной
нагрузки, установленной действующим Прейскурантом № 09-01 для
промышленных и приравненных к ним потребителей электроэнергии
двухставочного тарифа для данной энергосистемы. Порядок взимания
повышенной платы в десятикратном размере за превышение мощности
в этом случае такой же, как и для потребителей, рассчитывающихся
по двухставочному тарифу за электроэнергию.
УТВЕРЖДЕНО
заместителем министра энергетики
и электрификации СССР
29 июля 1983 г.
8.	ИНСТРУКЦИЯ О ПОРЯДКЕ СОСТАВЛЕНИЯ
И ПРИМЕНЕНИЯ ГРАФИКОВ ОГРАНИЧЕНИЯ
ПОТРЕБЛЕНИЯ И ОТКЛЮЧЕНИЯ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ПРИ НЕДОСТАТКЕ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ
В ЭНЕРГОСИСТЕМАХ И ИХ ОБЪЕДИНЕНИЯХ
(вводится в действие с 1 октября 1983 г.)
1.	ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1.	Инструкция разработана на основании директивных доку¬
ментов.
1.2.	Инструкция определяет взаимоотношения энергоснабжающих
организаций Минэнерго СССР, именуемых в дальнейшем энерго¬
системами, объединенных диспетчерских управлений энергосистема¬
ми (ОДУ), Центрального диспетчерского управления Единой энерге¬
тической системы СССР (ЦДУ ЕЭС СССР) и потребителей электро¬
энергии, а также их обязанности, права и ответственность при
возникновении недостатка электроэнергии и мощности в энерго¬
системах и их объединениях (энергообъединениях).
1.3.	Инструкция определяет порядок составления и применения
графиков ограничения потребления и отключения электроэнергии,
установления и распределения объемов ограничения и отключения
электрической энергии и мощности между потребителями, энерго¬
системами и энергообъединениями.
68

1.4.	Инструкция является обязательной для энергосистем, ОДУ, •
ЦДУ ЕЭС СССР и других организаций Минэнерго СССР, связанных
с энергоснабжением потребителей, блок-станций министерств и ве¬
домств СССР, потребителей электроэнергии независимо от их ве¬
домственной принадлежности.
Требования Инструкции являются обязательными для проект¬
ных организаций, проектирующих системы внешнего и внутреннего
электроснабжения потребителей.
1.5.	В соответствии с Инструкцией в энергосистемах при необ¬
ходимости разрабатываются местные инструкции с учетом специфи¬
ческих условий работы и особенностей энергосистемы. Местные
инструкции утверждаются руководителями энергосистем.
2.	ВИДЫ ГРАФИКОВ ОГРАНИЧЕНИЙ ПОТРЕБЛЕНИЯ
И ОТКЛЮЧЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
2.1.	Графики ограничения потребления и отключения электро¬
энергии составляются на случай возникновения недостатка элект¬
рической энергии и мощности в энергосистемах и энергообъединениях
(после использования эксплуатационного резерва на электростан¬
циях и блок-станциях) во избежание недопустимых условий работы
оборудования электростанций и электрических сетей, для сохранения
устойчивости параллельной работы электростанций и энергообъе¬
динений, предотвращения возникновения и развития аварии, ее ликви¬
дации и исключения неорганизованных отключений потребителей.
2.2.	Энергосистемы составляют следующие графики:
а)	ограничения потребления электроэнергии (в киловатт-часах)
при недостатке топлива или гидроресурсов в энергосистеме или
энергообъединении. График должен предусматривать сокращение
потребления электроэнергии на 25% суточного лимита полезного
отпуска* электроэнергии потребителям в целом по энергосистеме с
разбивкой на пять равных очередей;
б)	ограничения потребления мощности (в киловаттах) при недо¬
статке ее в энергосистеме или энергообъединении. График должен пре¬
дусматривать снижение мощности на 20% заданного предельного
потребления мощности в часы максимальных нагрузок в целом по
энергосистеме с разбивкой ограничиваемой мощности на 10 равных
очередей;
в)	отключения электроэнергии, применяется при угрозе воз¬
никновения аварии в результате образовавшегося недостатка мощ¬
ности, а также при снижении частоты и напряжения тока, когда нет
времени для введения графика ограничения потребления мощности.
• Полезный отпуск - отпуск электроэнергии энергосистемой без учета собственных
нужд электростанций, потерь в электрических сетях и производственных нужд энергосистемы,
с учетом принятой электроэнергии от других энергосистем за вычетом электроэнергии, пере^
данной в другие энергосистемы, с учетом электроэнергии, выработанной блок-станциями
министерств и ведомств СССР.
69

В графике необходимо предусмотреть 20% заданного предельного
потребления мощности в часы максимальных нагрузок в целом по
энергосистеме с разбивкой суммарно отключаемой мощности на
10 равных очередей. В этот график не вносят производства с непре¬
рывными технологическими процессами и спецпотребителей (по
перечням, ежегодно утверждаемым Госпланом СССР); производства,
отключение электроснабжения которых может привести к выделению
взрывоопасных и ядовитых продуктов и смесей; здания, занимаемые
органами государственной власти и управления и общественными
организациями; больницы и поликлиники; предприятия связи;
объекты водоснабжения и канализации; объекты вентиляции, водо¬
отлива и основные подъемные устройства угольных и горнорудных
предприятий; объекты, обеспечивающие противопожарную безо¬
пасность; железнодорожный и пульпопроводный транспорт; электри¬
фицированный транспорт общего пользования и метрополитен;
объекты систем диспетчерского управления, блокирования, сигнали¬
зации и защиты воздушного и водного транспорта; дошкольные
учреждения (ясли, детские сады); молочно-товарные фермы, живот¬
новодческие комплексы, фермы по выращиванию молодняка, инку¬
баторно-птицеводческие станции и птицефабрики; хлебозаводы; насе¬
ление;
г)	местной разгрузки (в киловаттах) для всех узлов или отдельных
районов энергосистемы, составляется на случай возможного воз¬
никновения недостатка мощности или при выделении узла из энерго¬
системы.
2.3.	Графики ограничения потребления и отключения электро¬
энергии энергосистемами составляются совместно с потребителями
на период с 1 октября текущего года до 1 октября следующего года.
Эти графики утверждаются руководителями энергосистем и сооб¬
щаются соответствующим потребителям.
2.4.	Графики ограничения потребления и отключения электро¬
энергии, лимиты потребления электрической энергии и мощности по
союзным и автономным республикам, краям, областям, городам
(республиканского подчинения), предприятиям, объединениям, орга¬
низациям и учреждениям и другие необходимые материалы по энерго¬
системе представляют в оперативные группы.
3.	ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К СОСТАВЛЕНИЮ ГРАФИКОВ
ОГРАНИЧЕНИЯ ПОТРЕБЛЕНИЯ И ОТКЛЮЧЕНИЯ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
3.1.	При определении размера и очередности ограничения потреб¬
ления и отключения электроэнергии следует учитывать государствен¬
ное, хозяйственное значение и технологические особенности произ¬
водства потребителей с тем, чтобы ущерб от введения указанных гра¬
фиков был минимальным.
70

Необходимо учитывать также особенности схемы электроснаб¬
жения потребителей и возможность обеспечения оперативного ввода
и эффективного контроля за выполнением ограничения потребления
и отключения электроэнергии.
3.2.	Энергосистемы совместно с потребителями, включенными
в графики ограничения потребления и отключения электроэнергии,
составляют двусторонние акты аварийной и технологической брони
электроснабжения. Нагрузки аварийной и технологической брони
рассчитываются раздельно.
Технологическая броня электроснабжения определяется наимень¬
шей потребляемой электрической мощностью и продолжительностью,
необходимыми потребителю для завершения технологического
процесса, цикла производства, после чего могут быть отключены
соответствующие приемники электроэнергии.
Аварийная броня электроснабжения определяется наименьшими
мощностью или расходом электроэнергии, обеспечивающими при
частичной или полной остановке предприятия сохранность обору¬
дования, безопасность жизни людей, сохранение аварийного и охран¬
ного освещения, вентиляции, водоотлива, канализации, отопления,
средств пожарной безопасности.
3.3.	Акты аварийной и технологической брони электроснабжения
составляются со всеми потребителями (абонентами и субабонен¬
тами), имеющими максимальную нагрузку 150 кВт и выше, в соответ¬
ствии с методическими указаниями Главгосэнергонадзора Минэнерго
СССР.
3.4.	При составлении (пересмотре) актов аварийной и техноло¬
гической брони электроснабжения потребитель обязан представить
представителю энергосистемы согласованный с вышестоящей орга¬
низацией перечень непрерывных технологических процессов с указанием
минимального времени для их завершения без порчи продукции и
оборудования; режимные карты на циклические технологические
процессы; паспортные данные и эксплуатационные инструкции (заводов-
изготовителей и местные) на оборудование, подтверждающие недо¬
пустимость внезапного прекращения подачи электроэнергии; проектные
и фактические схемы внутреннего электроснабжения.
3.5.	Потребитель обязан совершенствовать схему электроснабже¬
ния с выделением нагрузок аварийной и технологической брони (в со¬
ответствии с актами) на резервируемые внешние питающие электри¬
ческие линии; выполнять предписания органов энергонадзора по
этому вопросу в установленные и согласованные сроки. При невы¬
полнении предписаний органов энергонадзора в установленный
срок потребители могут включаться в графики отключения электро¬
энергии с заблаговременным, не менее чем на 15 дней, извещением
потребителям.
3.6.	Акты аварийной и технологической брони электроснабжения
действуют постоянно.
Изменение аварийной и технологической брони электроснабжения
рассматривается энергосистемой по заявкам потребителей в течение
1 мес после поступления заявки с последующим уведомлением о приня¬
том решении.
71

Порядок пересмотра актов сообщается потребителю при состав¬
лении актов аварийной и технологической брони электроснаб¬
жения.
3.7.	Акты аварийной и технологической брони электроснабжения
подписываются ответственными лицами энергосистемы (инспектором)
и потребителя.
3.8.	При отказе потребителя от составления актов аварийной и
технологической брони электроснабжения энергосистема в месячный
срок вводит приемники электроэнергии этого потребителя в графики
ограничения и отключения электроэнергии по своему усмотрению с
последующим уведомлением потребителя и его вышестоящей органи¬
зации. Ответственность за последствия ограничения потребле¬
ния и отключения электроэнергии в таком случае несет потре¬
битель.
3.9.	Потребители могут быть ограничены в потреблении электро¬
энергии до размера аварийной брони электроснабжения.
3.10.	В график отключения электроэнергии потребителей, имею¬
щих несколько питающих электрических линий, трансформаторов,
не следует включать электрические линии, трансформаторы для
обеспечения аварийной брони электроснабжения.
3.11.	В графики отключения электроэнергии должны преиму¬
щественно включаться подстанции, имеющие устройства автомати¬
ки, телеуправления и телесигнализации или постоянный обслу¬
живающий персонал и надежную телефонную связь диспетчер-
ских пунктов энергосистем с приемными подстанциями потреби¬
телей.
3.12.	В графики отключений электроэнергии не вводятся электри¬
ческие линии и трансформаторы, если к ним подключены приемники
электроэнергии I категории по надежности электроснабжения, не
терпящие перерыва электроснабжения на время автоматического
включения резерва.
Линии и трансформаторы, к которым подключены приемники
электроэнергии I категории и аварийной брони электроснабжения при их
суммарной нагрузке менее 50% нагрузки питающей электрической
линии, можно вводить в графики отключения электроэнергии при авто¬
матическом переводе указанных приемников электроэнергии на остав¬
шиеся в работе электрические линии.
3.13.	Сводные данные по графикам ограничения потребления и
отключения электроэнергии, утвержденные руководством энерго¬
системы, направляются соответствующему ОДУ.
3.14.	Каждому потребителю, введенному в график ограничения
потребления и отключения электроэнергии, энергосистема высылает
извещение о размерах, порядке и очередности ограничения потребления
электрической энергии и мощности.
3.15.	Потребители в соответствии с извещением энергосистемы
намечают собственные мероприятия по обеспечению заданных огра¬
ничений потребления и отключения электроэнергии по цехам и произ¬
водствам, устанавливают порядок оповещения персонала и лиц, ответ¬
ственных за выполнение ограничений потребления и отключения
электроэнергии.
72

Приказом по предприятию, объединению, организации и учреж¬
дению утверждаются все необходимые мероприятия, обеспечивающие
выполнение графиков ограничения потребления и отключения электро¬
энергии. Копию приказа направляют в энергосистему.
4.	ПОРЯДОК ВВЕДЕНИЯ ГРАФИКОВ ОГРАНИЧЕНИЯ
ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
4.1.	Энергосистемы извещают потребителей о введении в действие
графиков ограничения потребления электроэнергии на следующие
сутки не позднее чем в 14 ч текущих суток (по местному времени)
с указанием размера, времени начала и окончания ограничения.
При необходимости срочного введения в действие графиков огра¬
ничения потребления электроэнергии извещение об этом передается
потребителям не позднее чем за 1 ч до начала действия ограниче¬
ния независимо от времени суток.
4.2.	В ЕЭС СССР графики ограничения потребления электроэнер¬
гии вводятся распоряжением начальника ЦДУ ЕЭС СССР, а в его
отсутствие — главного диспетчера с разрешения руководства Мин¬
энерго СССР.
В изолированно работающих энергосистемах графики вводятся
в действие распоряжением руководителя энергосистем, а в его отсут¬
ствие — главного инженера энергосистемы.
В энергосистемах, работающих в составе энергообъединения (при
исчерпании собственных резервов и невозможности получения электри¬
ческой энергии и мощности из других энергосистем из-за ограничения
пропускной способности линий электропередачи или напряжения),
графики вводятся в действие распоряжением руководителя энерго¬
системы, а в его отсутствие — главного инженера с разрешения
соответствующего ОДУ.
В энергообъединеннях, работающих изолированно или парал¬
лельно, графики вводятся в действие распоряжением начальника соот¬
ветствующего ОДУ, в его отсутствие — главного диспетчера ОДУ
с разрешения ЦДУ ЕЭС СССР, а в исключительных случаях —
диспетчера.
Распоряжения на введение ограничений потребления электроэнер¬
гии на всех уровнях диспетчерского управления, передаются с за¬
писью размера, времени начала и окончания ограничения в опера¬
тивном журнале.
4.3.	Потребители электроэнергии о введении графиков ограниче¬
ния электроэнергии энергосистемами извещаются телефонограммным
распоряжением на имя руководителей предприятий, объединений,
организаций и учреждений с указанием размера ограничения, времени
начала и окончания ограничения.
По согласованию с местными комитетами по телевидению и ра¬
диовещанию допускается передача по радиовещательной сети сообще¬
ний о введении заранее согласованных с предприятиями режимов
потребления электрической энергии и мощности.
73

4.4.	При возникновении недостатка электроэнергии или мощности
вследствие задержки в ремонте оборудования электростанций или
электрической сети, снижения генерирующих энергетических мощнос¬
тей по вине энергосистемы размер ограничения потребления электро¬
энергии данной энергосистеме повышается на значение, устанавлива¬
емое ОДУ в зависимости от размеров и причин недостатка электри¬
ческой энергии и мощности.
4.5.	Когда такой принцип распределения размера ограничений
потребления электроэнергии по энергосистемам или энергообъедине¬
ниям не может быть применен, ОДУ, ЦДУ ЕЭС СССР могут рас¬
пределять размер ограничений потребления электроэнергии исходя из
сложившихся условий электроснабжения, режима работы отдельных
электростанций, энергосистем, пропускной способности межсистемных
связей, топливоснабжения и т. п.
5.	ПОРЯДОК ВВЕДЕНИЯ ГРАФИКОВ ОТКЛЮЧЕНИЯ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
5.1.	Исполнение распоряжения энергосистем о введении в действие
графиков отключения электроэнергии производится немедленно.
5.2.	В ЕЭС СССР графики отключения электроэнергии по энерго¬
системам и электрообъединениям вводятся в действие распоряжением
дежурного-диспетчера ЦДУ ЕЭС СССР.
О введении графиков отключения электроэнергии немедленно
извещается руководство Минэнерго СССР.
В энергосистемах или энергообъединениях, работающих изолиро¬
ванно или параллельно, графики отключения электроэнергии вводятся
в действие распоряжением дежурного диспетчера энергосистемы
или ОДУ.
5.3.	Графики отключения электроэнергии вводятся отключением
питающих электрических линий, трансформаторов потребителей не¬
посредственно с питающих центров энергосистемы или приемных
подстанций потребителей.
При необходимости снижения потребления электроэнергии на
длительный период вводятся в действие графики ограничения потреб¬
ления электрической мощности на то же значение.
Решение об этом принимают лица, отдавшие распоряжение о вве¬
дении графиков отключения электроэнергии.
5.4.	При введении в действие графиков отключения электроэнер¬
гии оперативный персонал энергосистемы, предприятий электросетей
и электростанций должен организовать контроль за фактическим
снижением потребления электрической энергии и мощности.
При низких температурах наружного воздуха, когда длительный
перерыв в электроснабжении может привести к расстройству работы
систем центрального отопления, дежурные и оперативный персонал
энергосистем обязаны по очереди отключить потребителей, трансфор¬
маторы тех же очередей графика. При полном использовании данной
очереди графика подменяют отключенных потребителей другими из
следующих очередей графика без уменьшения нагрузки, подлежащей
отключению по энергосистеме.
74

В отдельных случаях по просьбе потребителя отключенные линии
и трансформаторы могут быть включены с питающих центров
энергосистемы при условии снижения потребителем электрической
мощности на значение, предусмотренное графиком.
Энергосистемы или энергообъединения, входящие в ЕЭС СССР,
по тем или иным причинам временно не работающие параллельно,
а также выделившиеся при аварии на раздельную работу, применяют
графики отключения электроэнергии самостоятельно.
Для производств с непрерывными технологическими процессами
в соответствии с перечнем, ежегодно утверждаемым Госпланом СССР,
энергосистемы совместно с потребителями должны разработать ме¬
роприятия по принудительному ограничению потребления электроэнер¬
гии. Эти мероприятия применяются при превышении потребителями
лимитов электрической энергии и мощности, а также при невыпол¬
нении заданных графиками ограничений потребления электроэнергии.
5.5.	О причинах введения графиков отключения электроэнергии
в заданных и фактических размерах, времени начала и окончания
ограничений докладывают:
а)	дежурный диспетчер энергосистемы, входящей в энергообъеди¬
нение,— ОДУ энергосистемами не позднее чем через 4 ч после
введения графиков отключения;
б)	ОДУ энергосистемами — ЦДУ ЕЭС СССР в течение 1 ч по
получении сведений от энергосистем;
в)	ЦДУ ЕЭС СССР — руководству Минэнерго СССР незамедли¬
тельно после получения сведений от ОДУ;
г)	на следующие сутки до 12 ч московского времени руковод¬
ство энергосистемы по подчиненности — главному управлению энер¬
гетики и электрификации союзной республики, министерствам Украин¬
ской, Казахской и Узбекской ССР и зональным органам государ¬
ственной инспекции по эксплуатации электростанций и сетей.
6.	ОБЯЗАННОСТИ, ПРАВА И ОТВЕТСТВЕННОСТЬ
ЭНЕРГОСИСТЕМ
6.1.	Руководители, а в их отсутствие главные инженеры изолиро¬
ванно работающих энергосистем несут ответственность за обоснован¬
ность размеров, сроки введения в действие графиков ограничения
потребления и отключения электроэнергии, а энергосистем, входящих
в энергооб.ъединение,— также за выполнение энергосистемой заданных
ОДУ режимов работы.
Дежурные диспетчеры энергосистем, ОДУ и ЦДУ ЕЭС СССР не¬
сут ответственность за размеры, сроки введения и продолжительность
применения графиков ограничения потребления и отключения электро¬
энергии и заданные режимы работы.
Дежурный оперативный и руководящий персонал энергетических
предприятий энергосистем несет ответственность за быстроту и точ¬
ность выполнения распоряжений по введению в действие графиков
ограничения потребления и отключения электроэнергии.
75

6.2.	Энергосистемы обязаны обеспечить оперативный контроль за
выполнением оперативным персоналом энергетических предприятий
энергосистем и потребителей распоряжений дежурного диспетчера
энергосистемы о введении графиков ограничения потребления и отклю¬
чения электроэнергии и соответственно за выполнением заданных
размеров ограничения потребления и отключения электроэнергии.
6.3.	Энергосистемы:
а)	при невыполнении потребителями требований о снижении по¬
требления электрической мощности до установленного лимита, а также
распоряжений о введении в действие графиков ограничения электри¬
ческой энергии и мощности после предупреждения принудительно
ограничивают отпуск электроэнергии потребителям в размере, обеспе¬
чивающем заданное снижение потребления электрической энергии и
мощности;
б)	если превышение установленного суточного лимита потребле¬
ния электроэнергии не компенсируется потребителем в течение 3 сут,
ограничивают отпуск ему электроэнергии на допущенный перерас¬
ход;
в)	при невыполнении плана выработки электроэнергии блок-стан-
циями министерств и ведомств СССР снижают им соответственно
лимиты потребления электроэнергии.
6.4.	При введении в действие графиков ограничения потребления
и отключения электроэнергии энергосистемы в течение 1 мес обеспе¬
чивают восполнение недоданной потребителям электроэнергии.
6.5.	В случае перерывов в подаче электроэнергии энергосистемы
уплачивают потребителям двукратную стоимость электроэнергии, не¬
доотпущенной из-за недостатка топлива, и восьмикратную стоимость
электроэнергии, недоотпущенной по другим причинам.
7.	ОБЯЗАННОСТИ, ПРАВА И ОТВЕТСТВЕННОСТЬ
ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
7.1.	Руководители предприятий, объединений, организаций и уч¬
реждений, в том числе и предприятий с непрерывными технологи¬
ческими производствами, несут ответственность за безусловное выпол¬
нение графиков ограничения потребления и отключения электроэнер¬
гии, а также за последствия, связанные с ограничениями потребления
и отключениями электроэнергии.
Оперативный и другой персонал предприятия несет ответствен¬
ность за своевременное выполнение возложенных на него обязанностей
в связи с вводом энергосистемой графиков ограничения потребле¬
ния и отключения электроэнергии.
Потребителю запрещается переключать отключенные приемники
электроэнергии на оставшиеся в работе источники питания, за исклю¬
чением приемников электроэнергии I категории, подключенных к АВР,
производств с непрерывными технологическими процессами и спец¬
потребителей.
7.2.	Потребитель обязан:
а)	обеспечить прием от персонала энергосистемы телефонограмм
76

о введении графиков ограничений потребления и отключения элект¬
роэнергии независимо от времени суток;
б)	беспрепятственно допускать в любое время суток представите¬
лей энергосистемы (органов энергонадзора) ко всем электроустановкам
для контроля за выполнением заданных ограничений и отключения
электроэнергии;
в)	обеспечить сохранность, правильность установок срабатывания
и поддержание в рабочем состоянии устройств АЧР и других средств
системной автоматики, установленных на подстанциях потребителей.
7.3.	Потребитель имеет право в соответствии с действующим
порядком предъявлять претензии энергосистеме за недоотпуск электро¬
энергии, вызванный ограничениями ее потребления или отключе¬
ниями.
Рассмотрение заявления потребителя о недоотпуске электроэнер¬
гии и об оплате недоотпущенной электроэнергии производит энерго¬
система в соответствии с «Правилами пользования электрической
энергии» не позднёе чем через 10 дней со дня получения заявления
от потребителя.
Размер ограничения потребления и отключения электроэнергии,
время начала и окончания ограничения, недоотпуск электроэнергии
определяются по документации энергосистемы.
7.4.	Недоотпуск электроэнергии потребителю рассчитывается в со¬
ответствии с п. 1.10.3 «Правил пользования электрической энергией».
С вводом в действие настоящей Инструкции считается утратив¬
шей силу «Инструкция о порядке составления и применения графиков
ограничения потребителей при недостатке электрической мощности
и энергии в энергосистемах и их объединениях», утверждения я
Минэнерго СССР 15 сентября 1973 г.
УТВЕРЖДЕНО
заместителем министра энергетики
и электрификации СССР
17 сентября 1983 г.

9.	ИНСТРУКЦИЯ О ПОРЯДКЕ СОГЛАСОВАНИЯ
ПРИМЕНЕНИЯ ЭЛЕКТРОКОТЛОВ И ДРУГИХ
ЭЛЕКТРОНАГРЕВАТЕЛЬНЫХ ПРИБОРОВ
1.	ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1.	Настоящая Инструкция составлена на основании и во испол¬
нение действующих директивных документов.
1.2.	Все министерства, государственные комитеты, ведомства СССР
и советы министров союзных республик обязаны до начала проекти¬
рования и монтажа согласовать применение на своих предприятиях
электрокотлов и других электронагревательных приборов (далее
в тексте — электронагревательные приборы) с соответствующими орга¬
низациями Минэнерго СССР и в установленном порядке (для отоп¬
ления и горячего водоснабжения) с Госпланом СССР и Минэнерго
СССР.
1.3.	Настоящей Инструкцией должны руководствоваться все по¬
требители электроэнергии, применяющие электронагревательные при¬
боры.
1.4.	Изготовлять электронагревательные приборы должны заводы
или предприятия по техническим условиям, согласованным с
внииэто.
1.5.	Электронагревательные приборы мощностью свыше 10 кВт,
применяемые для отопления и горячего водоснабжения, заводы или
предприятия изготовляют при наличии согласования с Госпланом
СССР.
2.	ПОРЯДОК ВЫДАЧИ РАЗРЕШЕНИЙ НА ПРИМЕНЕНИЕ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ДЛЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЦЕЛЕЙ
2.1.	Разрешения на применение электроэнергии для нагреватель¬
ных приборов выдают потребителям всех отраслей промышленности
для технологических целей:
при мощности свыше 1000 кВт в единице — Главгосэнергонадзор
Минэнерго СССР;
при мощности до 1000 кВт в единице — энергонадзоры районных
энергетических управлений, производствешіых энергетических объеди¬
нений, главных производственных управлений энергетики и электри¬
фикации союзных республик Минэнерго СССР.
2.2.	Для получения разрешений от организаций Минэнерго СССР
на применение электроэнергии министерства и ведомства должны
представить материалы, обосновывающие необходимость ее примене¬
ния в качестве энергоносителя и невозможность замены другим спо¬
собом нагрева (пламенными печами, паровым нагревом, использова¬
нием вторичных энергоресурсов). Представляемый материал:
а)	технико-экономическое обоснование выбора электронагрева;
б)	выписка из технологической части проекта или проектного
задания, определяющая перечень видов электротермической техноло¬
78

гии (плавка черных и цветных металлов, термообработка металла,
изделий и материалов, прогрев бетона, подогрев сжиженного газа
в емкостях, приготовление пищи и т. д.);
в)	перечень электронагревательных приборов, предполагаемых к
установке, с указанием паспортных данных: наименования, типа,
мощности, завода-изготовителя;
г)	перечень мероприятий, обеспечивающих снижение нагрузки
электротермической установки в часы максимальной нагрузки энерго¬
системы, с указанием снижаемой нагрузки, приборов и устройств,
контролирующих снижение нагрузки. Отказ от проведения указанных
мероприятий должен быть обоснован технико-экономическим рас¬
четом;
д)	справка, подтверждающая, что удельный расход электроэнер¬
гии, затрачиваемой электротермической установкой, находится на
уровне лучших достижений в отрасли и в зарубежной практике;
е)	другие технические документы, облегчающие решение вопроса.
2.3.	Главгосэнергонадзор, Минэнерго СССР, энергонадзоры рай¬
онных энергетических управлений, производственных энергетических
объединений, главных производственных управлений энергетики и
электрификации союзных республик Минэнерго СССР дают разреше¬
ние на применение электронагревательных приборов в случае, когда
технико-экономические расчеты и необходимость получить высокое
качество изделий диктуют применение электронагрева и когда произ¬
водство продукции илц шчаедение тсхііолигичесгой орижіии нувоз-
можно осуществить, используя другие виды энергоносителей.
3.	ПОРЯДОК ВЫДАЧИ РАЗРЕШЕНИЙ НА ПРИМЕНЕНИЕ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ДЛЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ
В СЕЛЬСКОМ ХОЗЯЙСТВЕ *
3.1.	К технологическим процессам в сельском хозяйстве, связан¬
ным с теплоснабжением, для которых порядок выдачи разрешений
на применение электроэнергии аналогичен указанному в разд. 2
(кроме подпункта 2.2д) настоящей Инструкции, относятся:
обогрев полов в свинарниках;
создание микроклимата в помещениях для содержания молодняка
животных (поросят-сосунов, поросят-отъемышей, телят профилактор-
ного возраста и первого периода доращивания, ягнят раннего
возраста) и птицы;
нагрев воды и получение пара для запарки кормов, пропарива¬
ния молочной посуды, промывки молокопроводов, подмывки вымени,
пастеризации молока, для поения скота (при мощности менее
40 кВт технико-экономического обоснования не требуется);
поддержание заданного температурного режима в хранилищах
фруктов, овощей и семенного зерна.
3.2.	К технологическим процессам в сельском хозяйстве, связан¬
ным с теплоснабжением, для которых порядок выдачи разрешений
* Согласован с Минсельхозом СССР (с 1985 г. входит в состав Госагропрома СССР).
79

на применение электроэнергии изложен в разд. 2 (кроме подпункта
2.2д) настоящей Инструкции, но технико-экономического обоснования
не требуется, относятся: инкубация и местный обогрев молодняка
птицы; облучение и местный обогрев молодняка животных; обогрев
полов в свинарниках-маточниках.
3.3.	Госплан СССР выдает разрешения на применение электро¬
нагревательных приборов для технологических процессов в сельском
хозяйстве, связанных с теплоснабжением (кроме указанных в пп. 3.1
и 3.2), а также в следующих случаях:
подогрев приточного воздуха в помещениях для содержания
взрослого поголовья скота и птицы, находящихся в одном пункте,
при общей установленной мощности электронагревательных приборов
свыше 400 кВт;
отопление детских садов, яслей, школ, магазинов, поликлиник,
аптек и других производственных и непроизводственных объектов при
общей установленной мощности электронагревательных приборов
свыше 30 кВт.
Пунктом следует считать отдельную отведенную территорию, на
которой расположен комплекс взаимосвязанных или отдельных жи-
вотноводческих, птицеводческих и других объектов (животноводческий
комплекс, птицефабрика, одна или несколько ферм, постройка
для хранения сельскохозяйственной продукции — фруктов, овощей,
зерна).
При общей установленной мощности электронагревательных при¬
боров менее вышеуказанных значений вопросы применения электро¬
энергии для теплоснабжения рассматриваются и решаются энергонад¬
зорами Минэнерго СССР.
Порядок представления материалов для получения разрешений
на применение электроэнергии для вышеуказанных целей аналогичен
приведенному в разд. 2 (кроме подпункта 2.2д). При этом материалы,
подлежащие рассмотрению Госпланом СССР, представляются только
соответствующими общесоюзными, союзно-республиканскими мини¬
стерствами и ведомствами.
3.4.	Разрешения на применение электроэнергии для отопления
и горячего водоснабжения мелких потребителей производственного
назначения с общей площадью помещений до 100 м2 (вагоны-
бытовки, мастерские, ветсанпропускники, конторы складов, насосные
артезианские скважины, очистные сооружения, автозаправочные стан¬
ции и др.), удаленных от источников тепла на 600 м и более,
с общей установленной мощностью электронагревательных приборов
до 20 кВт включительно (станции орошения — до 30 кВт) выдают
энергонадзоры районных энергетических управлений, производственных
энергетических объединений, главных производственных управлений
энергетики и электрификации союзных республик Минэнерго СССР
без представления технико-экономических обоснований.
3.5.	Объем электроэнергии, потребляемой электронагревательными
приборами в сельскохозяйственном производстве, разрешается в пре¬
делах общего объема лимитов потребления электроэнергии, устанавли¬
ваемого для советов - министров союзных республик по сельскому
хозяйству.
80

3.6.	Для технологических целей, как и для теплоснабжения других
потребителей, в сельском хозяйстве необходимо более широко исполь¬
зовать отработанные теплоносители промышленных предприятий и
электростанций (горячую воду, пар), биомассу, вторичные и другие
источники тепловой энергии, располагая теплицы, парники и некоторые
другие сельскохозяйственные объекты по возможности вблизи про¬
мышленных предприятий.
3.7.	Конкретные технические условия на подключение электронаг¬
ревательных приборов выдают районные энергетические управления,
производственные энергетические объединения, главные производствен¬
ные управления энергетики и электрификации союзных республик
Минэнерго СССР, не имеющие районных энергетических управлений,
а также Минэнерго Узбекской ССР и Молдглавэнерго по заявкам
сельхозорганов при выполнении следующих условий:
наличие подтверждения Госплана СССР о разрешении применения
этих приборов в соответствии с п. 3.3 настоящей Инструкции;
подключение электронагревательных приборов осуществляется в
пределах пропускной способности действующих линий электропереда¬
чи и трансформаторных подстанций напряжением 6 кВ и выше и
планов капитального строительства линий электропередачи и транс¬
форматорных подстанций этих напряжений;
оснащение электронагревательных приборов аккумуляторами на¬
гретой воды (где это допустимо по технологическим процессам
производства) и устройствами, не позволяющими включение их в
электрическую сеть в часы максимальных нагрузок энергосистемы.
4.	ПОРЯДОК ВЫДАЧИ РАЗРЕШЕНИЙ НА УСТАНОВКУ
БЫТОВЫХ СТАЦИОНАРНЫХ ЭЛЕКТРОПЛИТ
ДЛЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ПИЩИ
4.1.	Разрешения на установку в жилых домах стационарных элект¬
роплит для приготовления пищи выдают советы министров союзных
республик, Мосгорисполком и Ленгорисполком по согласованию с
энергонадзорами Минэнерго СССР, Минэнерго Украинской ССР,
Минэнерго Казахской ССР и Молдглавэнерго, в том числе в домах
министерств и ведомств СССР, находящихся на территории соот¬
ветствующих республик, при наличии в жилых домах центрального
отопления и горячего водоснабжения в пределах плановых заданий
по оборудованию жилых домов электроплитами, устанавливаемых
союзным республикам.
Применение кухонных электроплит в жилых домах, где не пре¬
дусмотрено центрального отопления и горячего водоснабжения, советы
министров союзных республик или министерства и ведомства СССР
должны согласовывать с Минэнерго СССР (Главным планово-эко¬
номическим управлением).
4.2.	Разрешения не требуется (оформляется в установленном по¬
рядке) при установке:
бытовых кухонных электроплит и электротитанов в общежитиях
независимо от этажности (постановление Госстроя СССР от 2 сен¬
тября 1976 г. № 145);
81

электротермических установок в детских яслях-садах, общеобра¬
зовательных школах и школах-интернатах, больницах и поликлиниках,
в буфетах и кафе театров и кинотеатров (постановление Госстроя
СССР от 2 сентября 1976 г. № 145).
к
5.	ПОРЯДОК ВЫДАЧИ РАЗРЕШЕНИЙ НА ПРИМЕНЕНИЕ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ДЛЯ ОТОПЛЕНИЯ И ГОРЯЧЕГО
ВОДОСНАБЖЕНИЯ
5.1.	Вопросы применения электроэнергии для отопления * и горя¬
чего водоснабжения рассматривают и решают для:
а)	потребителей всех отраслей народного хозяйства ** в отдельных
исключительных случаях при наличии технико-экономического обосно¬
вания с установкой электронагревательных приборов заводского из¬
готовления до 10 кВт, а также независимо от установленной мощ¬
ности для отопления вагонов-бытовок на строительных объектах,
различных киосков, палаток, павильонов, магазинов и других мелких
потребителей, тяговых подстанций и объектов электрифицируемых
железных дорог — энергонадзоры районных энергетических управле¬
ний, производственных энергетических объединений, главных произ¬
водственных управлений энергетики и электрификации союзных рес¬
публик Минэнерго СССР;
б)	потребителей всех отраслей народного хозяйства** при мощ¬
ности свыше 10 кВт (кроме упомянутых в подпункте 5.1а) —
Госплан СССР.
5.2.	Не требуется разрешения .(оформляется в установленном по¬
рядке) на использование электроэнергии для отопления и горячего
водоснабжения:
а)	автозаправочных станций Главнефтеснаба (при расположении
их на расстоянии более 600 м от действующих тепловых сетей или
котельных) с электронагревательными приборами установленной мощ¬
ностью до 18 кВт;
б)	мелких насосных станций водоснабжения, орошения и канализа¬
ции, удаленных от источников тепла на 600 м и более и рабо¬
тающих без постоянного обслуживающего персонала с одновременно
работающими электронагревательными приборами установленной
мощностью до 30 кВт;
в)	радио- и телевизионных станций и станций космической связи
с электронагревательными приборами установленной мощностью до
300 кВт, станций радиорелейных линий — до 25 кВт;
г)	производственных помещений подстанций 110 кВ и выше с
электронагревательными приборами мощностью до 1000 кВт на каждой
подстанции;
д)	бань министерств жилищно-коммунального хозяйства (комму¬
нального хозяйства и бытового обслуживания населения) союзных
республик для получения сухого пара (саун).
* Необходимо технико-экономически обосновать экономию первичного топлива.
'* Вопросы по сельскому хозяйству решаются в соответствии с разд. 3.
82

6.	ТРЕБОВАНИЯ К ЭЛЕКТРОНАГРЕВАТЕЛЬНЫМ ПРИБОРАМ
6.1.	Электрокотлы или другие электронагревательные приборы
установленной мощностью свыше 10 кВт необходимо оборудовать
аккумуляторами тепла и включать их в работу в часы минимальных
нагрузок энергосистемы.
Отказ от применения аккумуляторов тепла с автоматическими
устройствами в каждом отдельном случае должен быть обоснован
технико-экономическим расчетом.
6.2.	Следует предусматривать автоматические устройства, не по¬
зволяющие включение в сеть электронагревательных приборов в часы
утренней и вечерней максимальной нагрузки энергосистемы.
6.3.	Разрешаемые к применению электронагревательные приборы
и подводки к ним должны соответствовать требованием «Правил
устройства электроустановок» (ПУЭ), «Правил технической эксплуата¬
ции электроустановок потребителей» и «Правил техники безопасности
при эксплуатации электроустановок потребителей», а также требова¬
ниям, изложенным в настоящей Инструкции.
7.	ПОРЯДОК ПРИСОЕДИНЕНИЯ ЭЛЕКТРОНАГРЕВАТЕЛЬНЫХ
ПРИБОРОВ К СЕТЯМ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ
7.1.	На подключение электронагревательных приборов к сетям
энергосистемы должно быть получено разрешение Госплана СССР
и Минэнерго СССР в соответствии с настоящей Инструкцией
(разделы 1—6).
7.2.	На основании полученного разрешения, которое является
лишь принципиальным согласием на применение электронагреватель¬
ных приборов, должны быть получены технические условия в соот¬
ветствующем районном энергетическом управлении, производственном
энергетическом объединении, главном производственном управлении
энергетики и электрификации союзной республики Минэнерго СССР.
7.3.	Электромонтажные работы по присоединению электронагре¬
вательных приборов следует выполнять в строгом соответствии
с проектом, предварительно согласованным с энергонадзором соответ¬
ствующей энергосистемы по выполнению требований разд. 6 и орга¬
низации учета электроэнергии.
7.4.	Присоединение разрешенных Главгосэнергонадзором Мин¬
энерго СССР (энергонадзором энергосистемы) электрокотлов и других
электронагревательных приборов, требующих увеличения трансформа¬
торной мощности, производится по техническим условиям энергоснаб¬
жающей организации.
7.5.	Электрокотлы и другие электронагревательные приборы, уста¬
новленные без согласия Госплана СССР, Главгосэнергонадзора Мин¬
энерго СССР или энергонадзора энергосистемы, к сетям энергосистем
подключать запрещается.

С введением в действие настоящей Инструкции утрачивают силу
«Инструкция о порядке согласования применения электрокотлов и дру¬
гих электронагревательных приборов», утвержденная Минэнерго СССР
24 декабря 1981 г, и ранее действующие руководящие и директив¬
ные документы.
УТВЕРЖДЕНО
УТВЕРЖДЕНО
заместителем председателя
Госплана СССР
25 января 1984 г.
заместителем министра
энергетики и электрификации СССР
25 января 1984 г.
10.	ИНСТРУКЦИЯ О ПОРЯДКЕ СОГЛАСОВАНИЯ
ПРИМЕНЕНИЯ ЭЛЕКТРОТЕПЛОВОГО
ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ ПРЕДПРИЯТИЙ
ОБЩЕСТВЕННОГО ПИТАНИЯ
1.	Настоящая Инструкция составлена в дополнение к «Инструкции
о порядке согласования применения электрокотлов и других электро¬
нагревательных приборов», утвержденной Госпланом СССР и Мин¬
энерго СССР 25 января 1984 г., и конкретизирует применение послед¬
ней для предприятий общественного питания.
2.	Изготовлять электротепловое оборудование должны заводы или
предприятия по техническим условиям, согласованным с ВНИИторг-
машем.
3.	Технико-экономические обоснования выбора электронагрева для
вновь проектируемых и реконструируемых предприятий обществен¬
ного питания должны представляться в соответствии с прилагаемыми
методикой и формой (приложение 1).
4.	Главгосэнергонадзор Минэнерго СССР, энергонадзоры район¬
ных энергетических управлений, производственных энергетических объ¬
единений, главных производственных управлений энергетики и электри¬
фикации союзных республик Минэнерго СССР дают разрешение
применять на предприятиях общественного питания электротепловое
оборудование только в тех случаях, если технико-экономическое
обоснование подтверждает эффективность электронагрева и если про¬
изводство продукции невозможно осуществить, используя газовое
топливо или пар (например, когда для приготовления пищи приме¬
няются аппараты с СВЧ нагревом).
ПРИЛОЖЕНИЕ 1. МЕТОДИКА И ФОРМА СОСТАВЛЕНИЯ
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОГО ОБОСНОВАНИЯ ВЫБОРА
ЭЛЕКТРОНАГРЕВА ДЛЯ ВНОВЬ ПРОЕКТИРУЕМЫХ
И РЕКОНСТРУИРУЕМЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ
ОБЩЕСТВЕННОГО ПИТАНИЯ
1.	Обоснование по прилагаемой форме составляется заказчиком
и предъявляется местным органом энергонадзора для получения раз¬
решения на использование электроэнергии в соответствии с п. 2.2а
84

«Инструкции о порядке согласования применения электрокотлов и дру¬
гих электронагревательных приборов», утвержденной Госпланом СССР
и Минэнерго СССР 25 января 1984 г.
2.	Если предприятие общественного питания находится в непосред¬
ственной близости от промышленного предприятия, имеющего соб¬
ственный источник пароснабжения (котельную, производственный
отбор пара из турбин), то энергоносителем для варочного оборудо¬
вания является водяной пар.
3.	Если предприятие общественного питания расположено в рай¬
оне, не имеющем сетевого газоснабжения, энергоносителем является
сжиженный газ.
4.	Для качества технологического процесса приготовления пищи
энергоносители равнозначны (водяной пар применяется только для
варочных процессов).
5.	Стоимость энергоносителей определяется по действующим
прейскурантам № 09-01 (электроэнергия и пар), 04 — 03 (газ).
Для расчетов по прилагаемой форме можно принять стоимость
1 кВт ч электроэнергии 0,02, 1 м3 природного газа 0,015, 1 м3 сжи¬
женного газа (в паровой фазе) 0,14 руб.
Для подведомственных котельных стоимость пара или горячей
воды следует определять по калькуляциям.
6.	Теплота сгорания природного газа составляет 35,6 (8500), сжи¬
женного газа 92 (22000) МДж/м3 (ккал/м3).
7.	Тепловыделение при конденсации 1 кг насыщенного пара в гре¬
ющих рубашках парового оборудования составляет 2260 кДж/кг
(540 ккал/кг).
8.	Коэффициент полезного действия т| для электрического обору¬
дования равен 0,8, газового 0,6.
9.	При установленной электрической мощности предприятия обще¬
ственного питания Ру, кВт, и при коэффициенте спроса <р =0,8:
тепловая мощность электрического оборудования Рэ = 0,8Рѵ;
газового Рт3 = О.вРгіз/гіг = 0,8Ру • 0,8/0,6 = 1,07Ру.
10.	Количество обслуживающего персонала предприятия общест¬
венного питания и его заработная плата не зависят от вида энер¬
гоносителя.
11.	Программы для обучения персонала, эксплуатирующего обо¬
рудование, не зависят от вида энергоносителя
12.	Мощность и стоимость вентиляционного устройства не за¬
висят от вида энергоносителя (по данным СНиП П-37 - 76 «Газо¬
снабжение, внутренние и наружные устройства», п. 8.56).
13.	Для упрощения составления прилагаемой формы стоимость
здания и оборудования, затраты на ремонт и обслуживание, габа¬
ритные размеры оборудования и занимаемые им площади, сроки его
амортизации, стоимость внутренних коммуникаций и монтажа до¬
пускается принимать независимо от вида энергоносителя. При опреде¬
лении стоимости оборудования следует пользоваться действующими
прейскурантами.
14.	Сопоставление энергоносителей производится на период пас¬
портного срока службы оборудования, принимаемого независимо от
энергоносителя равным 10 годам.
85

15.	При определении стоимости наружных сетей и сооружений
следует пользоваться укрупненными нормами или принимать данные
проектных, строительно-монтажных организаций по реализованным
объектам.
Для определения стоимости наружных сетей газоснабжения сле¬
дует руководствоваться укрупненными сметными нормами «Сети и
сооружения газоснабжения городов, рабочих поселков и других насе¬
ленных пунктов» (Сборник № L1-1).
В расчете можно принять стоимость 1 км наружных сетей
15 тыс. руб.
Стоимость наружных сетей и сооружений при снабжении сжижен¬
ным газом из двух подземных цистерн можно принять 10 тыс. руб.
(данные Гипрониигаза).
Стоимость доставки сжиженного газа определяется по Прейску¬
ранту № 13-01-01 (единые тарифы за перевозку грузов автомобиль¬
ным транспортом).
При определении стоимости наружных сетей и сооружений
электроснабжения можно принять затраты 12 тыс. руб. на 1 км
прокладки (данные института Мосинжпроект).
При газоснабжении стоимость наружных сетей и сооружений
электроснабжения снижается на 30% и составляет 8,4 тыс. руб. на
1 км прокладки.	„
16.	Применение электроэнергии для электротермического оборудо¬
вания разрешается, если £э (п. XXVIII, графа 3 формы) меньше
£п (п. ХХѴПІ, графа 4 формы) или £с (п. XXVIII, графа 5 формы).
Форма составления технико-экономического обоснования выбора
электронагрева для вновь проектируемого или реконструируемого
предприятия общественного питания
(наименование предприятия)
(наименование города, населенного пункта, района, области)
Показатель
Способ
определения
Электро¬
энергия
Природ¬
ный газ
Сжижен¬
ный газ
Примеча¬
ние
1
2
3
4
5
6
I. Тип предприятия
II. Число посадоч¬
ных мест
III.	Число часов ра¬
боты в сутки П\
IV.	Число дней ра¬
боты в году «2
По проектно¬
му заданию
заказчика
То же
» »
» »
-
86

Продолжение формы
1
2
3
4
5
6
V. Установленная
электрическая
мощность Ру, кВт
По проектному
заданию
заказчика
-
VI. Тепловая мощ¬
ность электриче¬
ского оборудова¬
ния Р3, кВт
Расход газа,
м3/ч:
Ч>Ру
1,07 Ру -860
0,8Ру
1,07Ру
1,07Ру
См. п. 9
VII.	природного Ід
VIII.	сжиженного Ѵ'с
8500
1,07 Ру-860
22000
0
0
И,
0
0
Ѵс
См. п. 6
См. п. 6
IX. Годовое потреб¬
ление электро¬
энергии электро¬
оборудованием
Рг, кВт-ч
Годовое потреб¬
ление газа, м3:
фРуПіи2 =
= Л/W
Рт
0
0
X. природного Гп
КІП1И2
0
Ці
0
—
XI. сжиженного Ѵс
Годовая стои¬
мость, руб.:
*с«1«2
0
0
Ѵс
—
XII. электроэнергии Сэ
0,02 Рг
С,
0
0
См. п. 5
ХШ. природного га-
за Сп
0,015 Гп
0
О
0
См. п. 5
XIV. сжиженного газа
Сс
0,07 Ѵс
0
0
Сс
См. п. 5
XV. Стоимость элек¬
троэнергии, по¬
требляемой элек-
тротепловым
оборудованием
за период служ¬
бы Ст, руб.
Стоимость газа
за период служ¬
бы газового
оборудования,
РУб.:
10 Сэ
Ст
0
0
См. п. 14
XVI. природного С„„
10Сп
0
Ос
0
См. п. 14
XVII. сжиженного Ссс
ЮСс
0
0
Ос
См: П. 14
XVIII. Стоимость обо¬
рудования Со6,
руб-
По прейску¬
ранту Госком¬
цен
О об
О об
О об
См. п. 13
XIX. Стоимость мон¬
тажа оборудова¬
ния См, руб.
По укрупнен¬
ным данным
Г ипроторга
Ом
Ом
Ом
См. п. 13
87

Продолжение формы
1
2
3
4
5
6
XX. Стоимость внут¬
ренних коммуни¬
каций энергоно¬
сителя и их мон¬
тажа Ск, руб.
По укрупнен¬
ным данным
Г ипроторга
Сэк
Спк
Сек
См. п.
13
XXI. Стоимость зда¬
ния С3, руб.
То же
Сэз
Спз
Ссз
См. п.
13
ХХП. Стоимость венти¬
ляционного уст¬
ройства и его
монтажа Св,
руб.
Стоимость на¬
ружных сетей,
РУб-:
» »
Св
Св
Св
См. п.
12
XXIII. электроснабже¬
ния Сэи
По укрупнен¬
ным нормам
12000/
8400/
8400/
См. п. 15
/— длина
проклад¬
ки, км
XXIV. газоснабжения
природным га¬
зом Спи
То же
0
Спи
0
См. п.
15
XXV. Стоимость газо-
балонной стан¬
нин и ее наруж¬
ных коммуника¬
ций Сст, руб.
» »
0
0
Сет
См. п.
15
XXVI. Стоимость до¬
ставки сжиженно¬
го газа Сд, руб.
По прейску¬
ранту Госком¬
цен
0
0
Сд
См. п.
15
XXVII. Стоимость про¬
филактическо¬
го обслуживания
и ремонта в пе¬
риод _рлужбы
оборудования
Ср, руб.
XXVIII .Общие затраты
за период служ¬
бы оборудова¬
ния Е, руб.
По прейску¬
рантам ремон¬
тно-монтаж¬
ных комбина¬
тов
Or + ^об +
4- См 4- Ск +
4- С3 4- Св 4-
+ Qh + Сд +
+ Q
Сэр
Еэ
Спр
Сер
2с
•
Подпись заказчика	:	■

Заключение представителя энергонадзора: использование электроэнергии .
разрешить (не разрешить)
Подпись представителя энергонадзора

88

ПРИЛОЖЕНИЕ! РЕШЕНИЕ ГЛАВГОСЭНЕРГОНАДЗОРА
МИНЭНЕРГО СССР ОТ 6 ФЕВРАЛЯ 1985 г. К» 17-6/2-Т
«О ВВЕДЕНИИ ИНСТРУКЦИИ О ПОРЯДКЕ СОГЛАСОВАНИЯ
ПРИМЕНЕНИЯ ЭЛЕКТРОТЕПЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ
ПРЕДПРИЯТИЙ ОБЩЕСТВЕННОГО ПИТАНИЯ»
В настоящее время на предприятиях общественного питания уста¬
новлено и эксплуатируется около 2 млн. единиц электротеплового
оборудования с общей установленной мощностью более 20 млн. кВт.
Потребление электроэнергии тепловым оборудованием предприя¬
тий общественного питания составляет около 40 млрд. кВт-ч/год,
годовые темпы прироста потребления 10—12%.
Более 60% электроэнергии потребляется предприятиями общест¬
венного питания закрытой сети за счет лимитов, отпускаемых для
основных производств промышленных предприятий, заводов, фабрик,
строек и других учреждений, а также учебных заведений и других
организаций. На этих предприятиях расход электроэнергии на тепло¬
вое оборудование практически не планируется, не лимитируется и не
контролируется.
Использование электроэнергии для термических нужд на пред¬
приятиях общественного питания нерационально и допустимо только
в обоснованных технико-экономическими расчетами случаях.
Исходя из вышеизложенного Главгосэнергонадзор Минэнерго
СССР вводит в действие «Инструкцию о порядке согласования при¬
менения электротеплового оборудования для предприятий обществен¬
ного питания».
В связи с этим руководителям энергонадзоров предлагается:
1.	При согласовании применения электротеплового оборудования
на предприятиях общественного питания руководствоваться упомя¬
нутой Инструкцией.
2.	Повсеместно запретить замену на предприятиях общественного
питания действующего газового и парового оборудования электри¬
ческим.
3.	При рассмотрении представляемых материалов по согласованию
применения электротеплового оборудования для предприятий обще¬
ственного питания везде, где это подтверждается технико-экономи¬
ческим обоснованием (см. п. 3 Инструкции), требовать применения
серийно выпускаемого газового и парового технологического обору¬
дования, указанного в графе 2 прилагаемого перечня.
4.	С учетом ограниченных в настоящее время объема выпуска
и номенклатуры газового и парового оборудования и связанных
с этим трудностей в его приобретении разрешается в порядке исклю¬
чения до 1 января 1987 г. для предприятий общественного питания,
где применение электронагрева экономически неоправданно, выдавать
разрешения на использование в дополнение к серийно выпускаемому
газовому и паровому оборудованию электротеплового оборудования
при условии обязательного проектирования на этих предприятиях
систем газо- или пароснабжения и последующей замены электротеп¬
лового оборудования газовым или паровым в номенклатуре, указан¬
ной в графах 2 и 3 прилагаемого перечня.
89

5.	Для предприятий общественного питания, вводимых в эксплуа¬
тацию после 1 января 1989 г., требовать преимущественного при¬
менения теплового оборудования на газовом или паровом обогреве
в номенклатуре, указанной в графах 2, 3 и 4 прилагаемого перечня,
и выдавать разрешения на применение электротеплового оборудования
следует только в случаях, когда техннко-эконрмические,,расчетьі_(см.
п. 3 Инструкции) подтверждают эффективность электронагрева.
Перечень теплового технологического оборудования
на газовом и наррвом обогреве
Оборудование
Серийное
Принятое к
серийному
производству
Подлежащее
разработке
1
2
3
4
Плиты ресторанные
пгси-ш*
—
ПГ-0,17
газовые
ПГС-2МА
—
—
ПГСМ-2Ш
ПГ-0,51
Котлы пищевароч¬
ные:
газовые
КПГ-40*
КПГ-40М
УГВ-40
КПГ-60*
КПГ-60М
УВГ-60
КПГ-160*
КПГСМ-250
КГ-100;
КГ-250;
КГ-160
паровые
КПП-60;
КПП-100;
КПП-160;
КПП-250
Устройство для вар-
—
УВГТ-2
—
ки пищи
Автоклавы:
газовые
АГ-60*
—
АГ-40; АГ-100;
АГ-160;
АГ-250
паровые
АП-300*
—
АП-40; АП-100;
АП-160;
АП-250
Шкафы:
жарочные и пе-
карные
ГШК-3*
—
ШЖГ-0,51
ШГК-1*
—
ШЖГ-0,85
газовые
шпг-з *
—
ШЖГ-1,36
конвективные
тепловые газо-
КВ-201 **
—
КВ-І-0,86;
КВ-ІІ-1,72;
КВ-ІІІ-3,44
вые
—
—
ШТГ-І
90

Продолжение
Оборудование
Серийное
Принятое к
серийному
производству
Подлежащее
разработке
1
2
3
4
Сковороды газовые
УЖГ-КО-1 *
—
СГ-0,22
УЖГ-КО-2*
—
СГ-0,45
СКГ-0,3*
—
—
Фритюрницы газовые
ФГ-1*
—
ФГ-20
Жаровня вращаю-
ВЖШ-675*
ЛБН-1
ВЖШГ-750
щаяся газовая
Машина жарочная
—
лсжк
—
Аппараты паровароч-
—
—
АПГ-0.23А
ные
Кипятильники газо-
КНД-8*
КНГ-200У
КНГ-100
вне
КНД-8М*
—
КНГ-150
КНГ-200*
—
КНГ-300
Водонагреватели га-
НГ-1*
—
ВНГ-400
зовые
АГВ-80;
АГВ-120;
АОГВ-Ю
—
—
Машины посудомое-
чные с водонагре¬
вателями :
газовыми
ММУГ-2000*
—
ММУГ-2000-1;
ММУГ-1000;
ММУГ-1000-1
паровыми
—
1	—
ММУП-1000;
-
ММУП-2000
Парогенератор газо-
—
—
ПГМ-50
вый модульный
Устройство для опа-
УОП-1;


—
ливания птицы
УОП-2
Мармит:
газовый
—
—
МСГ-84
паровой
ПМ-3*;
ПМ-5*;
ПСТ-1*
—
—
* Выпуск прекращен из-за отсутствия заявок.
•• Закупается в ВНР (предприятие «Керипар»).
УТВЕРЖДЕНО
Главгосэнергоиадзором Минэнерго СССР
6 февраля 1985 г.

11.	О МЕРОПРИЯТИЯХ ПО ПОВЫШЕНИЮ
ЭФФЕКТИВНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И ШИРОКОМУ
ИСПОЛЬЗОВАНИЮ ЭЛЕКТРОНАГРЕВА
В МЕЖПИКОВЫЕ ПЕРИОДЫ ГРАФИКА
НАГРУЗКИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ
1.	Приказом Минэнерго СССР от 8 апреля 1981 г. № 124.
разрешено колхозам, совхозам и другим сельскохозяйствен¬
ным предприятиям в Нечерноземной зоне РСФСР применять
начиная с 1982 г. электронагревательные установки для тепло¬
снабжения объектов производственного назначения при общей уста¬
новленной мощности этих электроустановок, находящихся в одном
пункте, до 400 кВт, при условии снабжения электрокотлов и других
нагревательных приборов аккумуляторами нагретой воды (где это
допустимо по технологическим процессам производства) и отключения
этих электроустановок в часы максимальных нагрузок энергосистемы.
В связи с изложенным Главгосэнергонадзор Минэнерго СССР
рекомендует внедрение опыта предприятия Эстэнергонадзор по элект¬
рификации сельскохозяйственного производства Эстонской ССР.
За IX и X пятилетки в сельском хозяйстве Эстонской ССР при
наименьших в Советском Союзе удельных затратах труда достигнут
прирост потребления электроэнергии в 3,2 раза. При этом длина
линий электропередачи 6 —10 —15 кВ увеличилась в 1,22, линий низкого
напряжения в 1,1, количество трансформаторных подстанций — в
2,13 раза, а коэффициент заполнения графика повысился от 0,66
в 1970 г. до 0,75 в 1980 г. Электронагревательные приборы,
снабженные устройствами аккумулирования тепла и автоматикой
(контактные часы и реле 2РВМ), отключающей их в часы макси¬
мальных нагрузок энергосистемы (от 8 до 10 и от 17 до 21 ч), поз¬
воляют уменьшить пиковые нагрузки на 48 — 50 МВт. Для увеличения
пропускной способности линий действуют конденсаторные установки
мощностью около 31 тыс. квар, из которых 22,5 % имеют устройства
автоматического регулирования. Снижены потери электроэнергии в
сетях более чем на 1200 тыс. кВт-ч.
Как средство автоматического управления нагрузкой суточного
графика энергосистемы может быть применено устройство дистан¬
ционного регулирования нагрузки в электросетях, разработанное
ВНИПТИЭМ (г. Владимир) и применяемое сельскохозяйственными
предприятиями Владимирской области. (Применение устройства
утверждено Минэнерго СССР 21 апреля 1982 г.)
2.	При согласовании применения электронагревательных устано¬
вок для теплоснабжения сельскохозяйственных предприятий необхо¬
димо:
рассмотреть нормативные возможности применения электроэнер¬
гии для технологического обогрева и горячего водоснабжения, учи¬
тывая народнохозяйственную целесообразность конкретных техниче¬
ских решений;
92

изыскать пути и возможности широкого применения электроэнер¬
гии, учитывая конкретную пропускную способность линий и сетей
энергосистемы;
обеспечить современный уровень разрабатываемых решений, их
экономичность и электробезопасность как для людей, так и для
животных;
обеспечить экономное использование электроэнергии, максималь¬
ное уменьшение ее потерь;
обеспечить возможно более полное выравнивание графика на¬
грузки энергосистемы.
Перечисленные требования необходимо выполнять при согласо¬
вании применения электронагрева во всех отраслях народного хо¬
зяйства.
3.	При проведении работ по электрификации сельскохозяйствен¬
ного производства необходимо:	і
применять устройства выравнивания потенциалов на основании
рекомендаций Всесоюзного научно-исследовательского института
электрификации сельского хозяйства (решение Госэнергонадзора
№ Т-2-78 от 9 марта 1978 г. «О способах обеспечения электро¬
безопасности сельскохозяйственных животных в промышленном жи¬
вотноводстве») ;
распространить требование компенсации реактивной мощности
на сельскохозяйственных производственных потребителей (см. «Инст¬
рукцию по системному расчету компенсации реактивной мощности
в электрических сетях», утвержденную Минэнерго СССР);
предусмотреть учет реактивной электроэнергии, обеспечивающий
возможность определения заданного режима работы компенсирующих
устройств (см. ПУЭ, п. 1-5-5);
при согласовании проектных решений для вновь проектируемых
и реконструируемых схем электроснабжения электронагревательных
установок строго руководствоваться «Инструкцией о порядке согласо¬
вания применения электрокотлов и других электронагревательный
приборов».
12.	О ПОРЯДКЕ РАСЧЕТОВ ЗА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЮ,
ПОТРЕБЛЯЕМУЮ В ОБЩЕЖИТИЯХ,
ОБОРУДОВАННЫХ КУХОННЫМИ
ЭЛЕКТРОПЛИТАМИ
Письмом Госкомцен СССР и Минэнерго СССР от 4 июня 1984 г.
№ 10-17/1817-4 дано разъяснение по расчетам за электроэнергию,
потребляемую в общежитиях, оборудованных кухонными электро¬
плитами.
Отпуск электроэнергии энергоснабжающими организациями (не¬
зависимо от их ведомственной подчиненности) на бытовые нужды
населения, проживающего в общежитиях, оборудованных в установ¬
ленном порядке кухонными электроплитами, должен производиться
93

по тарифу в размере 2 коп. за 1 кВт-ч независимо от вида вно¬
симой гражданами платы за проживание.
Отпуск электроэнергии указанным общежитиям на освещение
лестничных площадок и на технические цели (работу лифтов, насо¬
сов и т. п.) осуществляется в соответствии с Прейскурантом
№ 09-01 (издание 1980 г.).
Главгосэнергонадзор Минэнерго СССР обязывает энергонадзоры
обеспечить выполнение данного разъяснения.
13.	О ПОРЯДКЕ РАСЧЕТОВ ЗА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЮ,
ОТПУСКАЕМУЮ НА ПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ
НУЖДЫ ПЕРЕДВИЖНЫХ МЕХАНИЗИРОВАННЫХ
КОЛОНН
В связи с поступающими запросами разъясняем, что расчеты
за электроэнергию, отпускаемую на производственные нужды пере¬
движных механизированных колонн по строительству и ремонту
водохозяйственных систем для сельского хозяйства, должны произ¬
водиться по тарифу Прейскуранта № 09-01 издания 1980 г. (разд. II,
группа VI).
14.	ОБ ИЗМЕНЕНИИ ТАРИФОВ
НА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЮ УЧРЕЖДЕНИЯМ
РЕЛИГИОЗНОГО КУЛЬТА И ДУХОВНЫМ
УЧЕБНЫМ ЗАВЕДЕНИЯМ
Постановлением Госкомцен СССР от 17 апреля 1984 г. № 319
утвержден дополнительный Прейскурант № 09-01-1980/13.
В соответствии с этим Прейскурантом с 1 января 1985 г. учреж¬
дениям религиозного культа и духовным учебным заведениям уста¬
навливается тариф на электроэнергию 4 коп. за 1 кВт-ч.
По указанному тарифу оплачивают электроэнергию церкви, со¬
боры, лавры, мечети, монастыри, духовные учебные заведения
и другие учреждения религиозного культа независимо от мощнос¬
ти и характера электроустановок, находящихся у них в поль¬
зовании.
Тарифы, указанные для потребителей XI и XII групп в разд. II,
части 1 Прейскуранта № 09-01 (издание 1980 г.), утрачивают
силу.
Главгосэнергонадзор обязывает энергонадзоры перезаключить
договоры на пользование электроэнергией с соответствующими
потребителями и обеспечить выполнение указанного постанов¬
ления.

15.	О СБОРЕ ИНФОРМАЦИИ ОТ НАСЕЛЕНИЯ
ПО ФАКТАМ НЕРАЦИОНАЛЬНОГО
РАСХОДОВАНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
И ПРИНЯТИИ ПО НИМ МЕР
В адрес Минэнерго СССР, редакций центральных газет и теле¬
видения поступает большое число писем о фактах нерационального
расходования электроэнергии в осветительных установках на улицах,
стройплощадках, во дворах, в коммунально-бытовых и администра¬
тивных зданиях. При этом авторы писем предъявляют претензии
к местным органам энергонадзора о их неоперативности по устране¬
нию расточительства электроэнергии.
В целях повышения эффективности работы органов энергонадзора
Главгосэнергонадзор Минэнерго СССР предлагает на всех предприя¬
тиях энергонадзора организовать сбор и анализ информации от
населения о фактах нерационального расходования электроэнергии
и принимать оперативные меры по их устранению.
Для сбора информации в отделениях, на участках и предприятиях
энергонадзора выделить дежурные телефоны.
Об организации сбора информации и номерах дежурных телефо¬
нов оповестить население области, края, республики через местные
комитеты телевидения и радиовещания, органы печати.
В абонентских книжках поместить призывы по экономному
.использованию электроэнергии и указать номера дежурных теле¬
фонов.
16.	ОБ УСИЛЕНИИ КОНТРОЛЯ ЗА ОПЛАТОЙ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НАСЕЛЕНИЕМ,
ПРОЖИВАЮЩИМ В СЕЛЬСКОЙ МЕСТНОСТИ
В соответствии с постановлением Совета Министров СССР от
14 ноября 1968 г. № 876 и Инструкцией от 12 мая 1969 г.,
изданной Министерством связи СССР и согласованной с Минэнерго
СССР и Правлением Госбанка СССР, отделения связи производят
прием от населения, проживающего в сельской местности, платы за
электроэнергию по абонентским книжкам, выдаваемым предприятиями
энергонадзора.
Как показали проверки, контроль со стороны предприятий энерго¬
надзора за своевременностью платы за электроэнергию сельским
населением и соответствием поступивших сумм по сводному реестру
ФЮ-эс узлов связи и реестрам фЮ-э отделений связи фактической
оплате потребителями находится в неудовлетворительном состоянии.
Предприятиями энергонадзора и их отделениями на местах не
обеспечивается систематическая и своевременная проверка соответст¬
вия поступивших платежей по реестрам ф10-э и корешкам платежных
квитанций, указанным в сборных ведомостях, лицевых счетах или
распечатках. Сверка платежей по абонентской книжке и оборотной
95

ведомости проводится с периодичностью, превышающей 12 мес. Такое
положение создает трудности по выявлению причин и установлению
виновных при обнаружении несоответствия полученных от населения
платежей суммам, поступившим на собирательный счет предприятий
энергонадзора.
Всем предприятиям энергонадзора необходимо проверить состоя¬
ние контроля за своевременностью и правильностью оплаты электро¬
энергии населением, проживающим в сельской местности, и поступ¬
лением ее в полном объеме на счет предприятий энергонадзора
с изданием соответствующего приказа.
17.	ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ О ПОРЯДКЕ УЧЕТА
И КОНТРОЛЯ РАСХОДА ТОПЛИВА,
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ И ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ
ПРОМЫШЛЕННЫМИ, ТРАНСПОРТНЫМИ,
СЕЛЬСКОХОЗЯЙСТВЕННЫМИ И
КОММУНАЛЬНО-БЫТОВЫМИ ПРЕДПРИЯТИЯМИ
И ОРГАНИЗАЦИЯМИ
ВВЕДЕНИЕ
Настоящие Общие положения подготовлены Минэнерго СССР
во исполнение постановления ЦК КПСС и Совета Министров СССР
от 2 апреля 1981 г. № 328 в целях обеспечения полного учета
расхода топливно-энергетических ресурсов как по предприятию и орга¬
низации в целом, так и по отдельным агрегатам, участкам, цехам.
Общие положения предназначены для выбора систем учета и
контроля расхода топлива, электрической и тепловой энергии как при
проектировании, так и для действующих предприятий и организаций.
На основании Общих положений министерства и ведомства СССР
и советы министров союзных республик в соответствии с указан¬
ным постановлением определяют потребность подведомственных
предприятий в топливно-энергетических ресурсах.
Общие положения о порядке учета и контроля расхода топлива,
электрической и тепловой энергии (энергоресурсов и энергоносителей)
для промышленных, транспортных, строительных, сельскохозяйствен¬
ных и коммунально-бытовых предприятий и организаций содержат
методические и организационные основы построения системы учета
и контроля расхода энергоресурсов и энергоносителей. В разработке
используется терминология, рекомендованная «Общими требованиями
по разработке и анализу топливно-энергетических балансов промыш¬
ленных предприятий», разработанными ВНИПИэнергопромом и
утвержденными ГКНТ, Госпланом СССР, Госснабом СССР, ЦСУ
СССР и Минэнерго СССР в 1981 г.
В Общих положениях рассматриваются вопросы коммерческого
и внутрипроизводственного учета и контроля расхода энергоресурсов
и энергоносителей.
96

1.	ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1.	Учет и контроль расхода энергоресурсов и энергоносителей*
на предприятиях и в организациях необходимы для:
осуществления хозрасчетных отношений между энергоснабжаю¬
щими и энергопотребляющими предприятиями и организациями;
организации контроля предприятиями и отдельными его подраз¬
делениями установленных планов (лимитов) и норм расхода энерго¬
ресурсов и энергоносителей;
оперативного управления процессами производства, преобразова¬
ния, распределения и конечного использования энергоресурсов;
составления и анализа отчетных энергобалансов предприятия, от¬
дельных цехов, участков и установок, определения фактического
уровня полезного использования энергии и выявления путей его
повышения;
разработки нормализованных энергобалансов и мероприятий по
улучшению' энергоиспользования;
разработки и внедрения научно обоснованных норм расхода энер¬
горесурсов и энергоносителей;
организации действенной системы материального поощрения ра¬
ботников предприятия за рациональное использование и экономию
энергоресурсов и энергоносителей;
внедрения и совершенствования внутрипроизводственного хозяй¬
ственного расчета;
планирования, учета и анализа энергетической составляющей се¬
бестоимости различных видов продукции, выпускаемой предприятием;
планирования и прогнозирования энергопотребления и максималь¬
ных нагрузок предприятия и отдельных его подразделений;
организации социалистического соревнования между коллективами
внутрипроизводственных подразделений предприятия и отдельными
работниками (внедрение лицевых счетов эффективности и т. д.).
1.2.	Учет расхода энергоресурсов и энергоносителей можно осуще¬
ствлять приборным, расчетным и опытно-расчетным способами. На
предприятиях и в организациях необходимо рациональное сочетание
указанных способов.
Приборный способ является основным способом учета и пред¬
полагает измерение расхода эиергоресурсов и энергоносителей с по¬
мощью стационарных контрольно-измерительных приборов (электри¬
ческих счетчиков активной и реактивной электроэнергии; расходомеров
пара и горячей воды; расходомеров газообразного и жидкого топлива;
весов для твердого топлива и тарированных емкостей для жидкого
топлива и др.).
При определении расхода энергоресурсов и энергоносителей ре¬
комендуется учитывать их основные параметры: для электроэнергии —
напряжение, силу тока, частоту; для тепловой энергии — давление,
температуру; для топлива — низшую теплоту сгорания; для газа —
дополнительно температуру и давление.
* Относится и к вторичным эиергоресурсам.
4 Инструктивные материалы
97

При выборе измерительных приборов предпочтение следует от¬
давать приборам с интегрирующими устройствами, с автоматическим
учетом параметров измеряемой среды. t
Расчетный способ учета предполагает определение расхода энерго¬
ресурсов и энергоносителей в случае, если приборный способ техни¬
чески. невозможен или экономически нецелесообразен. (
Опытио-расчетный способ предусматривается в случаях, если
установка прибора экономически нецелесообразна, а применение
только расчетного способа не обеспечивает необходимой точности
определения данного показателя. Опытно-расчетный способ основан
на сочетании разовых измерений показателя переносными приборами
с последующим использованием расчетных способов.
1.3.	Учет расхода энергоресурсов и энергоносителей разделяется
на коммерческий (расчетный)* и внутрипроизводственный.
1.4.	Система учета расхода энергоресурсов и энергоносителей на
предприятиях и в организациях должна:
отвечать требованиям управления производством, регламентиру¬
емым действующими нормативными документами по организации
планирования, учета и анализа производственно-хозяйственной деятель¬
ности (в соответствии с задачами по п. 1.1);
обеспечивать принятое проектом качество учета и контроля —
полноту, точность, достоверность и оперативность;
способствовать максимальной эффективности учета расхода энер¬
горесурсов и энергоносителей при рациональном сочетании различных
способов учета для разных объектов.
Систему учета расхода энергоресурсов и энергоносителей необхо¬
димо систематически совершенствовать с учетом повышения эффектив¬
ности использования энергоресурсов и энергоносителей.
2.	КОММЕРЧЕСКИЙ УЧЕТ РАСХОДА ЭНЕРГОРЕСУРСОВ
И ЭНЕРГОНОСИТЕЛЕЙ
2.1.	Коммерческий учет служит для осуществления:
финансовых расчетов между энергоснабжающей организацией и
энергопотребителями;
контроля за соблюдением предприятием установленных планов
(лимитов), норм и режимов энергопотребления.
2.2.	Коммерческий учет расхода энергоресурсов и энергоносителей
иа предприятиях и в организациях осуществляется в соответствии
с «Правилами пользования электрической и тепловой энергией»,
«Правилами устройства электроустановок» и другими документами.
При этом следует иметь в виду, что в соответствии с «Правилами
пользования электрической и тепловой энергией» электро- и тепло¬
использующие установки основных потребителей, оптовых потребите¬
* Коммерческий учет в ряде действующих правил называется расчетным (связанным
с финансовыми расчетами производителя и потребителя энергии). Не следует смешивать рас¬
четный (коммерческий) учет с понятием расчетного способа учета расхода энергоресурса
(см. п. 1.2).
98
)

лей-перепродавцов и субабонентов должны быть обеспечены необхо¬
димыми приборами учета для расчета за электрическую й тепловую
энергию с энергоснабжающими организациями.
Эксплуатация приборов коммерческого учета, а также установле¬
ние границы раздела сети энергоснабжающей организации и энерго¬
потребления осуществляются в соответствии с упомянутыми дей-
•ствующими документами.
3.	ВНУТРИПРОИЗВОДСТВЕННЫЙ УЧЕТ И КОНТРОЛЬ
РАСХОДА ЭНЕРГОРЕСУРСОВ И ЭНЕРГОНОСИТЕЛЕЙ
3.1.	Основной задачей внутрипроизводственного учета является
получение информации, необходимой для контроля норм расхода
энергоресурсов и проведения работ по повышению эффективности
энергоиспользования.
3.2.	Общие рекомендации по внутрипроизводственному учету и
контролю расхода энергоресурсов и энергоносителей, обслуживанию
этих приборов приведены в указанных в п. 2.2 действующих
документах.
3.3.	Необходимость установки приборов внутрипроизводственного
учета и контроля расхода энергоресурсов и энергоносителей опреде¬
ляется в зависимости от объема энергопотребления и проведения
комплекса взаимоувязанных работ, направленных на повышение эффек¬
тивности энергоиспользования. Установку приборов следует преду¬
сматривать для объектов (цехов, участков, агрегатов и т. д.), имеющих
минимальное годовое энергопотребление больше указанного ниже:
Электроэнергия, кВт-ч	 300000
Тепловая энергия, ГДж (Гкал)	 380 (2000)
Топливо:
природный газ, м3 	 350000
мазут, т *	  .	.	300
уголь, т *	  .	.	800
* В пересчете иа условное топливо.
3.4.	Серийно выпускаемые приборы (как для внутрипроизвод¬
ственного, так и для коммерческого учета) заказывают в уста¬
новленном порядке в соответствии с существующими формами за¬
явочных ведомостей. Заявку на разработку новых приборов оформляют
в соответствии с тематической карточкой с указанием предпола¬
гаемого способа измерения показателя, принципа действия прибора,
показателей измеряемой среды (давления, температуры, агрес¬
сивности и др.), пределов и точности измерения показателя, испол¬
нения прибора и др.
3.5.	Если годовое фактическое энергопотребление (для действую¬
щих предприятий и организаций) или проектное (для проектируе¬
мых предприятий и организаций) оказалось ниже табличных значе¬
ний, то прибор учета не устанавливается, а для определения расхода
энергоресурса или энергоносителя применяется расчетный или опытно¬
расчетный способ (см. п. 1.2).
4*
99

3.6.	Расчеты, связанные с определением необходимости установки
приборов внутрипроизводственного учета и контроля расхода энерго¬
ресурсов и энергоносителей, приведены в соответствии с методикой,
разработанной ВНИПИэнергопромом и ЛИЭИ.
3.7.	Направлением дальнейшего совершенствования учета и
контроля расхода энергоресурсов и энергоносителей является приме¬
нение автоматизированных систем. Автоматизацию учета и контроля
расхода энергоресурсов и энергоносителей следует выполнять одно¬
временно с созданием автоматизированных систем диспетчерского
управления, систем управления технологическими процессами и
производственно-хозяйственной деятельностью предприятий и орга¬
низаций.
4.	ПОРЯДОК УЧЕТА И КОНТРОЛЯ РАСХОДА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ, ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ И ТОПЛИВА
КОММУНАЛЬНО-БЫТОВЫМИ ПОТРЕБИТЕЛЯМИ *
4.1.	Каждый коммунально-бытовой потребитель электроэнергии
(абонент) независимо от значения присоединенной мощности и электро¬
потребления, имеющий расчетный счет в энергоснабжающей органи¬
зации, должен иметь прибор учета расхода электроэнергии.
4.2.	Учет расхода электроэнергии бытовыми потребителями
(квартирой, индивидуальным домом) и предприятиями жилищно-
коммунального хозяйства осуществляется расчетными счетчиками
активной электроэнергии, установленными на вводе потребителя.
Необходимость установки дополнительного счетчика реактивной
электроэнергии, двухтарифных счетчиков определяется требованием
энергоснабжающей организации и принятой на данном предприятии
системой расчетов за потребляемую электроэнергию.
4.3.	Прн размещении в одном здании нескольких потребителей
на вводе каждого из них должен быть установлен расчетный счетчик.
Допускается установка одного расчетного счетчика на вводе основ¬
ного потребителя (абонента) прн обязательной установке контрольных
счетчиков на вводе остальных потребителей (субабонентов).
4.4.	Цехи и участки предприятий жилищно-коммунального хо¬
зяйства, а также отдельные технологические установки могут иметь
контрольные счетчики электроэнергии, особенно в том случае, если
режим работы электротехнического оборудования цеха, участка или
установки не зависит от режима работы смежных цехов, участков
или установок.
Целесообразность установки контрольных счетчиков определяется
по методике, указанной в п. 3.6.
4.5.	Учет потерь электроэнергии в электрических сетях городов,
населенных пунктов, городского электрифицированного транспорта
и предприятий осуществляется опытно-расчетным способом по дейст¬
вующим в отрасли инструкциям.
* Рекомендован Академией коммунального хозяйства им. К. Д. Памфилова.
100

4.6.	Все жилищные и другие организации, получающие тепловую
энергию от тепловых сетей ТЭЦ и котельных, должны иметь приборы
коммерческого учета расхода тепловой энергии.
Контроль за своевременной установкой приборов, учета расхода
тепловой энергии осуществляется организациями, эксплуатирующими
тепловые сети.
5	4.7. Перечень приборов, применяемых потребителями для учета
расхода тепловой энергии, и методы учета устанавливаются ведомст¬
венными инструкциями.
В первую очередь приборы учета расхода тепловой энергии должны
устанавливаться в котельных и на групповых тепловых пунктах в
местах, удобных для контроля. Жилые здания с самостоятельными
тепловыми пунктами, не имеющие единого административного управ¬
ления, могут для учета расхода тепловой энергии объединяться в
группы.
4.8.	Целесообразность оснащения бытовых потребителей мест¬
ными регуляторами определяется специальными экономическими
расчетами.
5.	СОСТАВ ПЕРВИЧНОЙ ИНФОРМАЦИИ ДЛЯ РАЗРАБОТКИ
СИСТЕМЫ УЧЕТА И КОНТРОЛЯ РАСХОДА ЭНЕРГОРЕСУРСОВ
И ЭНЕРГОНОСИТЕЛЕЙ*
Первичная информация для разработки системы учета и контроля
расхода энергоресурсов и энергоносителей включает в себя:
а)	общие сведения о предприятии, содержащие данные о годо¬
вом расходе энергоресурсов и энергоносителей (топлива, электрической
и тепловой энергии, сжатого воздуха и др.) по предприятию в целом и
отдельным внутрипроизводственным подразделениям; об энергети¬
ческой составляющей в себестоимости продукции, в том числе отдельно
о составляющей по топливу, электрической и тепловой энергии;
б)	схемы энергоснабжения предприятия и отдельных его подраз¬
делений (цехов, участков, агрегатов), из которых определяются
объекты коммерческого учета расхода энергоресурсов и энергоноси¬
телей, а также объекты внутрипроизводственного учета;
в)	показатели в существующих формах статистической (1-ТЭБ,
24-Э, 11-СН и др.) и внутрипроизводственной отчетности;
г)	показатели внутрипроизводственных объектов, процессов и
установок, для которых необходимо проведение мероприятий по
повышению эффективности энергоиспользования, необходимые для
экономически обоснованного определения областей применения при¬
борного и расчетного способов учета, в том числе:
характеристику мероприятий по повышению эффективности
энергоиспользования (разработка индивидуальных норм расхода энер-
* Конкретный состав первичной информации определяется в зависимости от решения
задачи учета энергоресурсов для действующего или проектируемого предприятия.
101

торесурсов и энергоносителей, составление нормализованных энерго¬
балансов отдельных установок, процессов; внедрение технических реше¬
ний на рассматриваемом объекте);
данные о фактическом или проектном годовом расходе энерго¬
ресурсов и энергоносителей по рассматриваемому объекту;
затраты (единовременные и ежегодные), связанные с проведение^
мероприятий, в том числе и с установкой приборов на рассматриваемом
объекте;
ожидаемую экономию энергоресурсов и энергоносителей от
внедрения мероприятий;
сведения о точности и оперативности получения показаний по
приборам, обеспечивающим условия реализации мероприятий по
повышению эффективности энергоиспользования, и др.;
д)	технико-экономические показатели энергоресурсов и энерго¬
носителей, включающие в себя стоимость энергоресурсов и энерго¬
носителей и их параметры;
е)	энергетический баланс предприятия и его отдельных подраз¬
делений, который составляется в соответствии с указанными во введении
«Общими требованиями по разработке и анализу топливно-энерге¬
тических балансов промышленных предприятий»;
ж)	нормы расхода энергоресурсов и энергоносителей, которые
определяются в соответствии с «Основными положениями по норми¬
рованию расхода топлива, тепловой и электрической энергии в народ¬
ном хозяйстве», утвержденными Госпланом СССР в 1979 г.
УТВЕРЖДЕНО УТВЕРЖДЕНО УТВЕРЖДЕНО
Государственным Госпланом СССР Госстандартом СССР
комитетом СССР
по науке и технике
18.	О ПОРЯДКЕ ОФОРМЛЕНИЯ ПЛАТЕЖНЫХ
ТРЕБОВАНИЙ НА БЕЗАКЦЕПТНОЕ СПИСАНИЕ
СРЕДСТВ НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ И ТЕПЛОВУЮ
ЭНЕРГИЮ
В связи с многочисленностью измерительных приборов, на осно¬
вании которых определяется количество потребленной электрической
и тепловой энергии, устанавливается единый порядок оформления пла¬
тежных требований для безакцептного списания средств.
В нижней части платежных требований или в спецификациях
к ним, выписываемых за электрическую и тепловую энергию, энер¬
госнабжающие организации должны указывать общее количество
потребленной электрической и тепловой энергии, определенное по
показаниям измерительных приборов, а также тариф (цену) и ссылку
на нормативный документ.
102

Подтверждением того, что требование выписано на основании
показаний измерительных приборов, служит надпись «На основании
приборов учета». Указанная надпись проставляется на тех же доку¬
ментах, где указывается количество потребленной- энергии. При
отсутствии этой надписи платежные требования энергоснабжающей
организации оплачиваются плательщиками в порядке акцепта.
,л Расшифровки с показателями приборов учета отпуска электри¬
ческой и тепловой энергии должны направлять энергоснаб¬
жающие организации непосредственно потребителям энергии,
минуя банк.
19.	ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЙ ПРЕЙСКУРАНТ
№ 09-01-1980/11 «ТАРИФЫ НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ
И ТЕПЛОВУЮ ЭНЕРГИЮ, ОТПУСКАЕМУЮ
ЭНЕРГОСИСТЕМАМИ И ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯМИ
МИНИСТЕРСТВА ЭНЕРГЕТИКИ И
ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ СССР»
Часть I. ТАРИФЫ НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ ЭНЕРГИЮ
Общие указания
8.	СКИДКИ С ТАРИФА ЗА СНИЖЕНИЕ ПО ВИНЕ
ЭНЕРГОСНАБЖАЮЩИХ ОРГАНИЗАЦИЙ КАЧЕСТВА
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ, ОТПУСКАЕМОЙ ПОТРЕБИТЕЛЯМ,
И НАДБАВКИ К ТАРИФУ ЗА СНИЖЕНИЕ КАЧЕСТВА
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ПО ВИНЕ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
8.1.	При расчетах с промышленными и приравненными к ним
потребителями, а также с железнодорожным и городским электрифи¬
цированным транспортом (электротяга), получающими электроэнер¬
гию от энергосистем (блок-станций), в том числе и через сети пере¬
продавцов и основных потребителей, применяются скидки и надбавки
к тарифу на электроэнергию за отклонение показателей ее
качества от установленных в договоре на пользование электро¬
энергией.
Скидки и надбавки не распространяются на потребителей,
указанных в примечании к п. 6.1 Общих указаний (часть I Прейскуранта
№ 09-01).
8.2.	Скидки с тарифа применяются в случаях, если по вине энерго¬
снабжающей организации снизилось качество электроэнергии по
показателям, характеризующим: отклонение частоты и напряжения;
колебания частоты и напряжения; несимметрию токов и напряжений;
несинусоидальность токов и напряжений.
103

Надбавки к тарифу применяются в случаях снижения по вине
потребителя качества электроэнергии по тем же показателям, за
исключением отклонений частоты и напряжения.
8.3.	Скидка или надбавка к тарифу по каждому показателю
качества определяется по формуле, %,
И = 5-Л-Ф ~ Лд d,
Пц
где Пф — фактическое значение показателя качества электроэнергии;
Пд — значение показателя качества электроэнергии, установленное в
договоре на пользование ею; П„ — нормированное значение показателя
качества электроэнергии, определенное в соответствии с ГОСТ
13109 — 67; d —’ отношение количества электроэнергии, потребленной
при отклонении от договорных условий, к общему потреблению
электроэнергии за расчетный период.
Если фактическое значение показателя качества не превышает
значения, установленного в договоре на пользование электроэнергией,
скидка (надбавка) не применяется.
Значения Пд, Пи определяются энергоснабжающей организацией
по методике, утвержденной Минэнерго СССР, согласованной
с ГКНТ.
Скидка или надбавка при оплате электроэнергии по двухставочному
тарифу исчисляется с платы за 1 кВт заявленной мощности и с платы за
1 кВт - ч потребленной электроэнергии.
При определении скидок и надбавок полученные величины ок¬
ругляются до десятых долей процента.
Суммарная скидка или надбавка к тарифу определяется как сумма
скидок или надбавок, исчисленных по каждому показателю качества
электроэнергии.
Скидки и надбавки за качество электроэнергии применяются
по мере оснащения соответствующими приборами, что должно пре¬
дусматриваться в заключаемых договорах между энергоснабжающей
организацией и потребителями.
УТВЕРЖДЕНО
постановлением Госкомцен СССР
от 3 января 1984 г. № I

20.	ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЙ ПРЕЙСКУРАНТ
№ 09-01-1980/14 «ТАРИФЫ НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ
И ТЕПЛОВУЮ ЭНЕРГИЮ, ОТПУСКАЕМУЮ
ЭНЕРГОСИСТЕМАМИ И ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯМИ
МИНИСТЕРСТВА ЭНЕРГЕТИКИ
И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ СССР»
Часть I. ТАРИФЫ НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ ЭНЕРГИЮ
Раздел II. Тарифы на электрическую энергию,
отпускаемую на производственные нужды
сельскохозяйственным потребителям, непромышленным
потребителям и на бытовые нужды населения
5.	ТАРИФЫ НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ ЭНЕРГИЮ, ОТПУСКАЕМУЮ
НАСЕЛЕНИЮ (ГРУППА X)
Изложить п. 5.2 в следующей редакции:
5.2.	На электроэнергию, расходуемую населением на освещение
квартир и другие бытовые нужды во всех жилых домах, оборудо¬
ванных бытовыми кухонными электроплитами вместо кухонных плит,
работающих на газе, дровах или других видах топлива (включая обо¬
рудованные электроплитами жилые дома гостиничного типа и общежи¬
тия), независимо от района строительства и типа применяемых
кухонных электроплит установлен пониженный тариф 2 коп. за
1	кВт • ч.
Пониженный тариф распространяется на жилые дома, имеющие
центральное отопление и горячее водоснабжение, в том числе и дома
министерств и ведомств СССР, находящиеся на территории соот¬
ветствующих республик и оборудованные кухонными электропли¬
тами по решениям советов министров союзных республик, Мосго-
рнсполкома и Ленгорисполкома, согласованным с энергоснабжаю¬
щими организациями Минэнерго СССР, а также на жилые дома,
где не предусмотрено центральное отопление н горячее водоснабжение,
оборудованные кухонными электроплитами по решениям советов
министров союзных республик или министерств и ведомств СССР,
согласованным с Минэнерго СССР.
На жилые дома, оборудованные кухонными электроплитами с
нарушением установленного порядка, тариф 2 коп. за 1 кВт • ч не
распространяется.
Потребители группы IX оплачивают электроэнергию, отпущен¬
ную жилым домам, оборудованным электроплитами, по тарифу
2	коп. за 1 кВт • ч.
105

Часть II. ТАРИФЫ НА ТЕПЛОВУЮ ЭНЕРГИЮ ПО ГРУППАМ
ПОТРЕБИТЕЛЕЙ И ТЕПЛОНОСИТЕЛЯМ (РУБ. ЗА 1 ГКАЛ)
№ пп.
Энергосистемы
•' <
Союззапсибэнерго
14
Татэнерго **
Главсеверовостокэнерго
59
Читаэнерго **
** Указанными энергосистемами отпуск тепловой энергии потребителям III и IV групп
(графы II. 12. 13) по отдельным районам и электростанциям производится по тарифам:
№ пп.
11
12
13
5
Читаэнерго
Харанорская ГРЭС
6
6
—
8
Татэнерго
пос. Уруссу
2,3
2,3
—
УТВЕРЖДЕНО
постановлением Госкомцен СССР
от 25 сентября 1984 г. № 784
21.	О ЛЬГОТАХ ПО ОПЛАТЕ ПОЛЬЗОВАНИЯ
ОТОПЛЕНИЕМ И ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЕЙ
В соответствии с постановлением ЦК КПСС и Совета
Министров СССР от 26 июля 1984 г; № 812 «О мерах по дальнейшему
улучшению матернально-бытовых условий участников Великой Оте¬
чественной войны и семей погибших военнослужащих» с 1 мая 1985 г.
льготы, предусмотренные инвалидам Отечественной войны и прожи¬
вающим совместно с ними членам их семей, а также семьям, полу¬
чающим пенсию по случаю потери кормильца за погибшего военно¬
служащего в виде скидки в размере 50% с установленной платы за
пользование отоплением и электроэнергией, распространяются на
участников Великой Отечественной войны, признанных инвалидами
вследствие общего заболевания, трудового увечья и других причин
(за исключением лиц, инвалидность которых наступила вследствие
противоправных действий).
Кроме того, сохранены льготы за женами умерших инвалидов
Отечественной войны по оплате за пользованием отоплением и
электроэнергией в виде скидки в размере 50% установленной платы.
Главгосэнергонадзор Минэнерго СССР обязывает принять к руко¬
водству н строгому исполнению данное постановление.
106

22.	МЕЛОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО
ЭКОНОМИЧЕСКОМУ ОБОСНОВАНИЮ
ОПТИМАЛЬНОГО УРОВНЯ НАДЕЖНОСТИ
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ
ПРЕДПРИЯТИЙ
ВВЕДЕНИЕ
В Методических указаниях рассмотрены вопросы экономического
обоснования уровня надежности электроснабжения промышленных
предприятий. Приведены принципы решения основных задач экономи¬
ческого обоснования уровня надежности, примеры определения ущерба
промышленных предприятий при различных нарушениях нормального
режима электроснабжения.
Методические указания подготовлены на основе «Указаний по
экономическому обоснованию оптимального уровня надежности
электроснабжения промышленных предприятий», разработанных во
ВНИПИэнергопроме. В работе использованы материалы ранее выпол¬
ненных исследований ВНИПИэнергопрома, ЭНИН им. Г. М. Кржижа¬
новского, а также примеры оценки ущербов из работ ЛИЭИ, Центр-
энергочермета н др.
Настоящие Указания являются основным межотраслевым мето¬
дическим документом для экономического обоснования оптимального
уровня надежности электроснабжения промышленных предприятий.
У казания не распространяются на потребителей, нарушение
нормального режима электроснабжения которых недопустимо из-за
их особой роли в жизни государства или из-за возможности возник¬
новения взрывов, пожаров, гибели персонала. Уровень надежности
электроснабжения таких потребителей устанавливается специальными
нормами.
Указания предназначены для проектных и научных органи¬
заций, энергетических служб предприятий, министерств и ведомств,
а также для предприятий энергонадзора, энергетических управлений.
В Указаниях не рассматриваются вопросы экономических
взаимоотношений между энергоснабжающими организациями н потре¬
бителями электроэнергии, поскольку эти вопросы регламентируются
Правилами пользования электрической энергией.
Единые методы определения ущербов, вызванных нарушением
нормального режима электроснабжения, рекомендованные Указаниями,
являются исходными средствами для установления категории прием¬
ников электроэнергии (предприятий) по условиям экономических
требований к надежности электроснабжения.
Настоящие Указания являются основой для разработки соответ¬
ствующих отраслевых указаний и других документов.
При разработке отраслевых указаний необходимо иметь в виду,
что требования, предъявляемые к уровню надежности систем энерго¬
снабжения, обусловлены технологией производства. В ряде случаев
они могут привести к дорогим решениям и соответственному
107

увеличению стоимости всего объекта. Эти требования, как правило,
определяют исходя из локальной оптимизации технологической части
рассматриваемого объекта.
Поскольку конечной целью является обеспечение нормального
режима работы предприятий при минимуме народнохозяйственных
затрат, рациональные решения могут быть найдены только при сов¬
местном рассмотрении вопросов технологической схемы производства
и системы энергоснабжения. Это дает возможность значительно
снизить требования к высокому уровню надежности систем энерго¬
снабжения при относительно небольшом увеличении затрат на техно-
ло ическую часть и в итоге снизить суммарные затраты на соору¬
жение и эксплуатацию объекта.
Основные положения Указаний имеют обобщающий характер и
могут быть использованы для экономического обоснования уровня
надежности не только электроснабжения, но и энергоснабжения
промышленных предприятий.
1.	ПРИНЦИПЫ РЕШЕНИЯ ОСНОВНЫХ ЗАДАЧ
ЭКОНОМИЧЕСКОГО ОБОСНОВАНИЯ УРОВНЯ НАДЕЖНОСТИ
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ
1.1.	ИСХОДНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ И ОСНОВНЫЕ ЗАДАЧИ
Современные крупные промышленные предприятия представляют
собой комплекс ряда технологических, энергетических, транспортных,
информационных и других систем, характеризуются сложностью струк¬
туры и взаимосвязей между ними.
Промышленные предприятия следует отнести к многоцелевым
системам не только в отношении номенклатуры выпускаемой про¬
дукции, но и по целям планирования (объем реализуемой продукции,
номенклатура, объем поставок, нормы расхода энергетических ресур¬
сов, себестоимость, снижение вредных выбросов и т. п.).
Надежность функционирования многоцелевой системы в симво¬
лическом виде может быть представлена как
где Н — событие, выражающее свойство предприятия выполнять задан¬
ные функции в заданном объеме с соблюдением всех установленных
нормативов; т — число целей (задач) системы; zj1, zf — нижний и верх¬
ний пределы необходимого результата функционирования системы
для і-й цели (задачи); z, — возможный или фактический результат
функционирования для і-й цели (задачи).
Если оценивается надежность одноцелевой системы или же
рассматривается суммарный результат функционирования многоце¬
левой системы (например, суммарный выпуск продукции предприятием),
то надежность выполнения поставленной цели (задачи) в символи-
108

ческом виде может быть представлена выражением
Н = zH z zB,
где z — возможный или фактически достигнутый результат функциони¬
рования системы.
Рассмотренная модель является исходной для оценки надежности
обеспечения заданной эффективности большой системы. Показатель
надежности большой системы следует выбирать в соответствии с зада¬
чами ее функционирования и оценки надежности; показатель надеж¬
ности должен быть количественной мерой надежности, устойчивым в
статистическом смысле и характеризовать надежность большой
системы с достаточной полнотой, точностью и достоверностью.
Показатель надежности, являясь одним из составляющих обобщенного
показателя эффективности большой системы, должен быть достаточно
простым в расчетном отношении.
Задача оптимального резервирования при лимитировании затрат
на обеспечение надежности функционирования большой системы может
быть сформулирована следующим образом:
найти такое резервирование каждой подсистемы, чтобы требуемый
показатель надежности выполнения большой системой всех ее функций
обеспечивался при минимальных суммарных затратах на всю систему
(прямая задача);
найти такое резервирование каждой подсистемы, чтобы при
заданных допустимых затратах на всю систему в целом обеспечива¬
лось максимально возможное значение показателя надежности выпол¬
нения большой системой ее функций (обратная задача).
В Методических указаниях рассматривается обоснование уровня
надежности электроснабжения промышленного предприятия, в том
числе возможность резервирования (повышения надежности) как
технологической схемы, так и системы электроснабжения.
Для обеспечения высокого уровня надежности функционирования
современных промышленных предприятий или их отдельных установок
необходимо создание весьма сложных и дорогих систем электро¬
снабжения.
К надежности электроснабжения ряда приемников электро¬
энергии, установок и производств (например, агрегатов, обеспечиваю¬
щих безаварийный останов технологических процессов предприятий
химической промышленности, посадочных устройств самолетов,
систем АСУП и КИП различных производств, государственных систем
связи, устройств слежения и управления спутниками, космической
радиосвязи, устройств радиорелейных линий, в ряде случаев лифтов
высотных зданий, агрегатов собственных нужд атомных электростан¬
ций, больниц с устройствами, поддерживающими жизнедеятель¬
ность человека, использующих электроэнергию от сети внешнего
электроснабжения, и др.) предъявляются весьма высокие требования.
Для обеспечения надежного электроснабжения используются спе¬
циальные установки резервного электроснабжения. Так, в США в 1970 г.
мощность таких установок составила 6 % всей установленной мощности
электростанций, хотя годовая выработка ими не превышала 0,02%
общего производства электроэнергии (т. е. они весьма редко работали).
109

В последние годы во всех промышленно развитых странах
создано значительное количество резервных источников электро¬
питания, отличающихся один от другого по конструкции и электрическим
схемам, времени вхождения в номинальный режим.
Возникает необходимость поиска наиболее рациональных опти¬
мальных решений, учитывающих уровень надежности, ущерб, вызван¬
ный нарушением нормального электроснабжения, и затраты на созда¬
ние системы электроснабжения.
Рассмотрим принципы решения следующих основных задач эко¬
номического обоснования уровня надежности электроснабжения про¬
мышленного предприятия:
1)	оптимальное распределение резервов для достижения задан¬
ной безотказности системы при минимуме затрат (прямая
задача);
2)	оптимальное распределение резервов при заданных ограничен¬
ных затратах, обеспечивающее максимально возможную вероятность
безотказной работы системы (обратная задача);
3)	оптимальное резервирование в системах электроснабжения •
по минимуму годовых приведенных затрат (с учетом ущерба от надеж¬
ности);
4)	оптимальная очередность введения резервирования для электро¬
снабжения развивающегося предприятия;
5)	оптимальное резервирование при рассмотрении комплекса
технологическая схема — схема электроснабжения.
Напомним, что система электроснабжения относится к весьма
надежным, т. е. показатель ее надежности может быть представлен
в виде
R(X) = R(Xl, Х2, Х3, .... Хь ..., Х„) = 1 - Е,
где Rt (X,) — показатель надежности і-й подсистемы, когда в ней имеет¬
ся Хі резервных элементов; е — малая величина, е < 0,1.
Рассматриваются последовательные подсистемы с повышением
надежности путем поэлементного нагруженного резервирования без
восстановления, т. е. RifXj)» 1 — где <j, - показатель ненадеж¬
ности і-й подсистемы.
1.2.	РЕШЕНИЕ ОСНОВНЫХ ЗАДАЧ ЭКОНОМИЧЕСКОГО
ОБОСНОВАНИЯ ОПТИМАЛЬНОГО УРОВНЯ НАДЕЖНОСТИ
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ
Оптимальное распределение резервов для достижения заданной
безотказности системы при минимуме затрат
1.2.1. Система электроснабжения образована двумя последователь¬
ными подсистемами. Каждая подсистема представляет собой одиноч¬
ный элемент, и показатель надежности подсистемы можно повысить,
используя нагруженное резервирование.
110

Показатель надежности такой системы в целом определится
выражением
К (х) = Rx (Xi) R1 (Х2) = [1 - (1 - П)*. + '] [1 - (1 - г2)*> + 1],
где Х1г Х2 — соответственно число резервных элементов первой и
второй подсистем; rlt г2 — соответственно показатель надежности
элемента первой и второй подсистемы; г — 1 — q.
Пусть надежность элементов рассматриваемых подсистем из¬
вестна и rt = 0,95; г2 = 0,96.
При отсутствии резервирования (X = 0) надежность системы в
целом
R (X) = 1 - (1 - 0,95) 1 - (1 - 0,96) = 0,95 • 0,96 = 0,912.
Требуется, чтобы посредством резервирования элементов первой
и второй подсистем показатель надежности всей системы в целом
был не менее 0,948.
В табл. 1 приведены показатели надежности первой и второй под¬
систем и системы в целом при резервировании с кратностью,
равной единице (X = 1), т. е. резервирование дублированием. В этой
же таблице приведены затраты на резервирование. Необходимый
показатель надежности системы (Лс > 0,948) может быть достигнут:
при дублировании элемента только в первой подсистеме (Лс = 0,9576);
при дублировании только во второй подсистеме (Лс = 0,94848).
Сравнение затрат показывает, что целесообразнее, остановиться
иа дублировании в первой подсистеме, поскольку требуемый уровень
надежности достигается за счет меньших затрат (68 вместо 75 тыс. руб.
при дублировании во второй подсистеме).
В табл. 1 рассмотрена также аналогичная система (второе условие),
но при другом соотношении стоимости сооружения и дублирования
подсистем. В этом случае оказывается целесообразным дублирование
во второй подсистеме (затраты 105 вместо 125 тыс. руб. при дублиро¬
вании в первой подсистеме). Отметим, что в рассматриваемом примере
оптимальный уровень надежности достигается за счет дублирова¬
ния более надежной (но меиее дорогой) подсистемы.
Таблица 1. Показатели надежности и затраты иа резервирование
Условие
1-я подсистема
2-я подсистема
Система в целом
*1
«1
*1.
тыс.
руб.
*2.
«2
к2,
тыс,
руб.
• «с
к»
тыс.
руб.
1
0
0,95
20
0
0,96
30
0,912
50
0
0,95
20
1
0,9984
55
0,94848
75
1
0,9975
38
0
0,96
30
0,9576
68
1
0,9975
38
1
0,9984
55
0,9959
93
2
0
0,95
50
0
0,96
30
0,912
80
0
0,95
50
1
0,9984
55
0,94848
105
1
0,9975
95
0
0,96
30
0,9576
125
1
0,9975
95
1
0,9984
55
0,9959
150
111

1.2.2.	Система электроснабжения состоит из и последовательных
подсистем, в каждой из которых используется нагруженный резерв.
Определим оптимальное распределение резерва в этой системе для
достижения заданной безотказности при минимуме затрат. В каждой
подсистеме используется нагруженный резерв, т. е. Qi(Xi) = q*2+1.
Приближенное значение показателя надежности такой системы
может быть представлено выражением
л(х) = і- £ e((x,)=i-ew,
І—1
где <2,- (Xf) = q*i+1 — показатель ненадежности і-й подсистемы, когда в
и
ней имеется Xt резервных элементов; Q(X) = £ Qt(XJ — показатель
і=і
ненадежности всей системы в целом, когда і-я подсистема имеет Xt
резервных элементов; Xt — количество нагруженных резервных эле¬
ментов і-й подсистемы; qi — показатель ненадежности одного элемента
і-й подсистемы.
Затраты на всю систему
3(X)=t ЗЛь
і=1
где Зі — стоимость одного резервного элемента і-й системы.
Требуется найти такие Хь для которых 3 (X) = £ 3tXt минимально
при условии Q (X) Qo, где Qo = 1 — Ro (X) — максимально допусти¬
мая ненадежность системы; Ro — требуемое значение показателя надеж¬
ности системы.
Указанная задача может быть решена методом множителей
Лагранжа.
Функция Лагранжа для рассмотренного случая
Ф = 3(Х) + ЦС(Х) - Qo) = X 3,Х,- + 1 X qfi+l - Qo ,
где A. — множитель Лагранжа.
Условие экстремума функции Ф
йФ/аХі =.0; ёФ/ё}. = О,
откуда получим
Зі + kqfi+l In qi = 0;
І ^‘+1-eo = o.
»=1
112

После решения имеем
И
І=1
где Со задано; <j,-, 3f известны по условию задачи.
Зная X, находим
Х.= -ѵ1п( Go-Л- )- 1, <= 1,2,...,и,
Зі V Е
і = і
где я, = — 3,/ln qt.
После решения задачи получаются значения выраженные
нецелыми числами, например при решении задачи, имеющей три
подсистемы, найдено = 1,25; Х2 = 1,6; Х3 = 1,99.
Это означает, что в первой подсистеме необходимо повысить
резерв на 25, во второй на 60 н в третьей на 99 %, т. е. удвоить.
Общие затраты на систему 3(Х) = Xt3t 4- Х232 + Х333.
Если в задаче рассматривалось резервирование отдельных
элементов, то резервирование может быть осуществлено только целым
числом X, поэтому найденные значения X,- округляют и производят
перебор вариантов. Естественно, что решения, не удовлетворяющие
условию no Qo, исключаются.
Оптимальное распределение резерва при заданных ограниченных
затратах, обеспечивающее максимально возможную вероятность
безотказной работы системы
1.2.3.	Система состоит из двух подсистем, тех же, что и в п. 1.2.1.
Стоимость одного резервного элемента для первой подсистемы
Зі = 18 тыс. руб. и для второй 32 = 25 тыс. руб. Каждая подсистема
представляет собой одиночный элемент. Требуется так зарезервировать
систему дополнительными элементами, чтобы суммарные затраты не
превосходили 25 тыс. руб. и при этом была достигнута максимально
возможная вероятность безотказной работы.
Располагаемая сумма 25 тыс. руб. позволяет или осуществить
резервирование в первой подсистеме, и при этом останется 25 — 18 =
= 7 тыс. руб. или резервировать элемент второй системы. В последнем
случае будут израсходованы все располагаемые средства.
Воспользовавшись результатами расчетов, приведенными в табл. 1,
видим, что при резервировании в первой подсистеме достигается
вероятность безотказной работы, равная 0,9576 при затратах 18 тыс. руб.
При резервировании во второй подсистеме расходуются все 25 тыс. руб.,
а вероятность безотказной работы составляет 0,94848, т. е. меньше,
чем при резервировании в первой подсистеме. Следовательно, опти¬
мальным является повышение безотказной работы системы за счет
резервирования элемента первой подсистемы.
113

1.2.4.	Система электроснабжения состоит из и подсистем. Иначе
говоря, требуется так распределить резерв, чтобы показатель нена¬
дежности системы был минимальным при затратах, не превышаю¬
щих определенного значения 30, т. е. требуется найти
„	п *
min Q (X) = min £ при 3(Х) = £ 3(Х( = 30. ,
После решения методом Лагранжа и ряда преобразований на¬
ходим
л	л
Хі = -Г~ (- /V) ‘ f Ув|1п—+ 30^ + In —Т
іп«і L\ Z-i / \Z-i 9i /	<?i_l
i=l	(=1
где ai = 3(/ln qt.
Найденное резервирование является оптимальным при заданных
допустимых затратах.
Оптимальное резервирование в системах электроснабжения по
минимуму годовых приведенных затрат с учетом ущерба
предприятия от ненадежности электроснабжения
1.2.5.	Система электроснабжения состоит из двух последователь¬
ных подсистем. Уровень надежности каждой' из подсистем и системы
в целом, без резервирования и с резервированием, известен и при¬
веден в табл. 2. Затраты на резервирование Д К и ущерб предприятия У
при разных уровнях ненадежности электроснабжения также опреде¬
лены и показаны в табл. 2.
Суммарные приведенные затраты предприятия
3 = 30 + ЕДК + оДК + У= Зо + (Е + о) ДК + У,
где Зо — годовые приведенные затраты предприятия до резервиро¬
вания в системе электроснабжения; Е = 0,15 - нормативный коэф¬
фициент эффективности капитальных вложений; а = 0,05 - коэффи¬
циент амортизационных отчислений.
Для упрощения расчетов принято, что изменение эксплуата¬
ционных затрат предприятия при резервировании достаточно учитывать
только по амортизационным отчислениям.
Из табл. 2 видно, что наиболее оптимальным является резерви¬
рование в первой подсистеме, обеспечивающее показатель надежности
системы, равный 0,9576, и снижающее затраты предприятия на
120 тыс. руб/год. Дальнейшее повышение показателя надежности
системы за счет дополнительного резервирования и во второй под¬
системе нецелесообразно, поскольку увеличение показателя надеж¬
ности (0,9959) снижает годовой ущерб на 2 тыс. руб. Этим не ком¬
пенсируется увеличение дополнительных годовых затрат (по сравне¬
нию с вариантом с резервированием только в первой подсистеме)
иа 4 тыс. руб/год.
114

Таблица 2. Приведенные затраты предприятия при разном уровне резервирования
и,
тыс.
руб.
о m о
О (N о
'с
>
тыс.
руб.
с го
о on о
гч
У,
тыс.
руб.
О —' О ОО
О ОС Ш Tt
гч
I	Система в целом	I
6
■ О Ю
С X
1 н О.
о о о 40
— n Tf
тыс.
руб.
0
80
150
230
о?
ОО
rf о.
ГЧ ОО г- ш
*-	«П Ох
Ох О\ Ох Ох
o' o' o' o'
J	2-я подсистема
*2.
тыс.
руб-
о о о о
ОО	ОО
О»
OS
ОО	ОО
40 OX 40 О'
О О Ох Ох
о" о о о"
£
о —« о —
1-я подсистема	|
тыс.
руб.
о о о о
<П Ш ОХ Ох
Ох Ох Ох Ох
о" о' о о
о о —
Суммарные
годовые
затраты
3+ У,
тыс. руб.
200
101
75
80
120
ПО
»s
о
»
о
ц
£
ущерб У,
тыс. руб. J
о •—< <п о о о
С ОО П о
гч
в целом
1
Г одовые
затраты на
резервирование
3, тыс. руб.
0
20
. 30
50
30
50
Система


Надежность
R
ГЧ Ш 40 ОХ 40 X©
ОХ ОХ Ох ОХ ОХ ОХ
О О о о о ©
св
S
S
о
S
R
Г одовые
затраты на
резервирование
32, тыс. руб.
0
20
0
20
0
20
с
вс
Нагружен¬
ный
резерв
р	Л	р	43	С_	4Э
О	Г	О	Н	су	Н
«
2
1
Г одовые
затраты на
резервирование
3|, тыс. руб.
0
0
30
30
30
30
СК
Нагружен¬
ный
резерв
Н £	£
V X	X Н
я ~ S ~ и
>
і
ивод очередей
предприятия
До развития
Первая очередь
Вторая очередь
Полное развитие
115

1.2.6.	Система электроснабжения состоит из и последовательных
подсистем. Суммарные затраты предприятия как функция показателя
надежности системы электроснабжения
3 = Зо + 3P(R) + V(R),
где 3P(R) = £ 3Р,-(Л(); R = Rt, ..., R„ — затраты на резервирование.
i=l
Оптимальной будет система, для которой
ад.= аді+ад=0 І = 1 2 „
8R, 8Ri 8Ri
или	J3p,(Rf) gy(R) . t 2	„
dnt	8Rt
Оптимальная очередность введения резервирования в системе
электроснабжения развивающегося предприятия
1.2.7.	Подход к решению этой задачи рассматривается на сле¬
дующем примере. Предприятие, состоящее из двух однотипных па¬
раллельно и независимо работающих установок, сооружается в две
очереди. В первую очередь сооружается и вводится в действие одна
установка. Спустя 5 лет вводится в эксплуатацию вторая установка.
Система внешнего электроснабжения состоит из двух подсистем —
линии электропередачи и главной понижающей подстанции. Преду¬
сматривается нагруженный резерв в первой и второй подсистемах.
Затраты на резервирование в подсистемах, надежность системы электро¬
снабжения, ущерб, вызванный перерывами электроснабжения, при¬
ведены в табл. 3.
Как видно из табл. 3, при эксплуатации первой очереди доста¬
точно ограничиться резервированием в первой подсистеме (в линии
электропередачи). Ввод резерва и во вторую подсистему (главную
подстанцию) нецелесообразен, поскольку это приведет не к снижению,
а к увеличению годовых затрат на 5 тыс. руб.
Следовательно, при вводе в эксплуатацию первой очереди система
электроснабжения имеет резервирование в первой подсистеме. Надеж¬
ность системы электроснабжения при этом равна 0,96, годовой ущерб
от возможных перерывов электроснабжения составляет 45 тыс. руб.
После ввода второй очереди при сохранении того же уровня надеж¬
ности системы электроснабжения (резервирование в первой под¬
системе) ожидаемый годовой ущерб от возможных перерывов
электроснабжения удвоится, поскольку он будет определяться нару¬
шением нормального технологического режима не одной, а двух уста¬
новок. Нагруженное резервирование во второй подсистеме (на глав¬
ной подстанции) повысит надежность до уровня 0,98, соответственно
снизятся ущерб и суммарные годовые затраты. Введение резервиро¬
вания во второй подсистеме одновременно с вводом первой очереди
предприятия привело бы к излишним затратам на сумму (80 — 75)5 =
= 25 тыс. руб. за 5 лет.
116

Оптимальное резервирование при комплексном рассмотрении
технологической схемы и схемы электроснабжения
1.2.8.	Основными приемниками электроэнергии, например, цеха
химического завода являются поршневые компрессоры с синхрон¬
ными электродвигателями. При кратковременных (t0 > 3 с) сниже¬
ниях напряжения в питающей сети до 0,6UHOm электродвигатели
выпадают из синхронизма, ресинхронизации их при восстановлении
напряжения до номинального не происходит и они отключаются.
Останов компрессоров приводит к расстройству технологиче¬
ского процесса, что вызывает ущерб в 20 тыс. руб. при каждом
случае.
Частота возникновения кратковременных снижений напряже¬
ния в системе электроснабжения составляет: продолжительностью
0,3 t 0,5 с — 0,8 случаев в 1 год, продолжительностью t >0,5 с —
0,25 в 1 год. Следовательно, частота возникновения снижения напря¬
жения длительностью t > 0,3 с: 0,8 4- 0,25 = 1,05 случая
в 1 год.
Для уменьшения числа нарушений технологического процесса
из-за снижения напряжения возможны следующие решения:
изменение сети Внешнего электроснабжения, приводящее к умень¬
шению частоты возникновения кратковременных снижений напря¬
жения продолжительностью 0,8 t 0,5 с до 0,2 случая и t > 0,5 с до
0,0625 случая в 1 год, т. е. всего длительностью t > 0,3 с до 0,2625 слу¬
чая в 1 год. Ежегодные дополнительные затраты, необходимые для
изменения схемы электроснабжения, составляют 6,25 тыс. руб.;
изменение технологической схемы, позволяющее повысить устой¬
чивость работы компрессоров при снижении напряжения от t0 = 0,8 с до
t0 = 0,5 с, без изменения схемы электроснабжения. Дополнительные
годовые затраты, связанные с изменением технологической схемы,
составляют 3 тыс. руб. При этих условиях (t0 = 0,5 с) частота
расстройства технологического процесса составит 0,25 случая
в 1 год;
изменение технологической и электрической схем, приводящее
к повышению устойчивости работы компрессоров до to = 0,5 с и к
уменьшению частоты снижения напряжения длительностью t > 0,5 с до
0,0625 случая в 1 год. Суммарные затраты на изменение обеих схем:
6,25 4- 3 = 9,25 тыс. руб/год.
В табл. 4 приведены расчеты ущерба и годовых затрат для
всех рассмотренных условий работы цеха. Эффективность каждой
реконструкции оценивается отношением эффекта (снижения годовых
затрат) к годовым затратам на реконструкцию схем. Как видно из
табл. 4, наиболее целесообразной (и по снижению затрат, и по эффек¬
тивности) является реконструкция технологической схемы. Проведение
одновременной реконструкции схемы электроснабжения нецелесооб¬
разно, поскольку связанные с этой реконструкцией дополнительные
затраты (6,25 тыс. руб.) не компенсируются снижением ущерба (5 — 1,25)
на 3,75 тыс. руб.
117

Таблица 4. Изменение годовых затрат после реконст
Технологи¬
ческая
схема *
'о- с
Схема
электро-
снабжения **
Частота возникновения посадок
напряжения длительностью т, с
Частота
нарушения
технологи-
ческого
процесса,
раз/год *-•
0,3-0,5
>0,5
>0,3
11
0,3
Э1
0,8
0,25
1,05
1,05
0,3
Э2
0,2
0,0625
0,2625
0,2625
12
0,5
Э1
0,8
0,25
1,05
0,25
0,5
Э2
0,2
0,0625
0,2625
0,0625
• Т1 - технологическая схема до реконструкции, Т2 - после реконструкции.
•* Э1 - схема злектроснабжения до реконструкции, Э2 - после реконструкции.
Примечание. 3О = 21 тыс. руб.-годовые затраты до реконструкции.
2.	МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ОБОСНОВАНИЮ
И ВЫБОРУ ИСТОЧНИКОВ ГАРАНТИРОВАННОГО
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
2.1.	При прекращении электроснабжения промышленного пред¬
приятия или повреждениях и неисправностях звеньев технологи¬
ческого процесса ряда производств (особенно химической и метал¬
лургической промышленности) могут возникнуть взрывы, пожары,
выбросы ядовитых веществ, опасные концентрации газов, повреждения
технологических установок и т. п.
2.2.	Для предотвращения развития аварий технологических
установок промышленных предприятий специальные устройства тех¬
нологической защиты и автоматики должны обеспечить безаварийную
остановку технологического процесса. Соответственно система электро¬
снабжения промышленного предприятия должна обеспечить работу
этих устройств при отказе систем внешнего электроснабжения.
Следовательно, система электроснабжения промышленного пред¬
приятия, так же как и энергосистемы, должна обладать живучестью,
способностью сохранять питание приемников электроэнергии, работа
которых обеспечивает локализацию аварии и безаварийную остановку
технологического процесса при любых повреждениях технологической
схемы и отказах схемы внешнего электроснабжения.
2.3.	При внезапных перерывах электроснабжения необходимо
обеспечить безаварийную остановку технологического процесса. Пере¬
вод технологического процесса с номинального режима на остановку
требует времени, которое определяется особенностями технологи¬
ческого процесса. В. ряде случаев оно может быть весьма велико.
Нормальная схема остановки технологического процесса следующая:
на первом этапе технологический режим снижается до минимально
возможного устойчивого режима или режима холостого хода; далее
следует остановка технологического процесса. Общее минимальное
время, необходимое для завершения остановки процесса по оптималь-
118

рукции технологической схемы и схемы электроснабжения
Ожидаемый
ущерб У,
тыс. руб.
Годовые затраты
на реконструкцию схемы
Зр, тыс. руб.
Годовые
затраты
3 = 3р + у.
тыс. руб.
Снижение
затрат
после
реконструкции
Л3 = 3 -3,
тыс. руб.
Эффектив¬
ность
рекон¬
струкции
ра одно
наруше¬
ние
В год
техноло¬
гической
электри¬
ческой
обеих
схем
20
21
0
0
0
21
0
0
20
5,25
0
6,25
6,25
11,5
9,5
1,36
20
5
3
0
3
8
13
4,33
20
1,25
3
0,25
9,25
10,5
10,5
1,13
ной программе, назовем (опт. Если предприятие предупреждено о
возможности прекращения электроснабжения или об ограничении
мощности, оно сможет перевести технологический процесс в соот¬
ветствующий режим пониженной мощности или остановить
процесс.
2.4.	Остановка технологического процесса сопровождается непро¬
изводительными затратами. Основная доля этих непроизводитель¬
ных затрат (ущерба 5) приходится на участок от минимального
режима (или режима холостого, хода) до остановки процесса. Этот же
участок характеризуется наибольшей длительностью. Поэтому, если
возникают ограничения по мощности, приводящие к снижению
уровня производительности технологической установки, целесообразно
сохранить в работе агрегаты, гарантирующие устойчивую работу
установки в режиме не ниже минимально возможного или холостого
хода. Это дает возможность при устранении ограничений по электри¬
ческой мощности быстро и с наименьшими издержками восстановить
нормальный технологический режим.
Если остановка технологического процесса идет не по оптималь¬
ной программе, то непроизводительные затраты возрастают. Для
каждой технологической установки существует также некоторое пре¬
дельное время (пред, за которое еще можно принять меры для остановки
без катастрофических последствий. Если же располагаемое время
(р < (пред, то остановка без катастрофических последствий невозможна.
На рис. 1, а показано изменение непроизводительных затрат пред¬
приятия при (пред < (р < (опт Для одного из предприятий нефтехимиче¬
ской промышленности.
2.5.	Для безаварийной остановки технологического процесса нужно
не только определенное время. Нужна также и некоторая электри¬
ческая мощность для питания приемников электроэнергии, обеспечи¬
вающих безаварийную остановку.
Эта мощность определяется видом технологического процесса и
составом агрегатов, обеспечивающих безаварийную остановку. Мощ¬
ность, необходимую для остановки технологического процесса
119

У
Рис. 1. Изменение непроизводительных затрат предприятия при
'пред < 'р < 'опт («) И Рпред < РР < РиОМ
с минимальными издержками, назовем оптимальной мощно¬
стью Ропт.
Если же располагаемая для остановки мощность не может обеспе¬
чить работу всех необходимых агрегатов, то издержки, связанные-с
остановкой, возрастут.
Как видно из рис. 1, б, в рассматриваемом примере для оста¬
новки с номинальными затратами достаточна мощность Ропг =
= 0,6 Рном, а при Рр < Рпред невозможно избежать катастрофи¬
ческих последствий.
Следовательно, для предотвращения катастрофических последст¬
вий, которые могут возникнуть в аварийных ситуациях, необходимо
иметь гарантированное электроснабжение мощностью не менее Рпред.
2.6.	В ряде случаев источники гарантированного электроснабжения
должны обеспечить не только остановку, но и успешное завершение
процесса, например обеспечение электроснабжения хирургических
помещений медицинских учреждений.
При определении Рпред должно быть учтено питание следующих
приемников электроэнергии: все объекты технологической защиты,
устройства автоматического управления производственным процессом
(АСУП) с электронно-вычислительным и управляющим комплектом
120

(первая группа приемников электроэнергии). В некоторых произ¬
водствах для безаварийной остановки требуется включить в работу
агрегаты относительно большой мощности (насосы, вентиляторы,
проворачивающие механизмы, аварийное освещение и т. п.), назна¬
чение которых обеспечить безопасность персонала, создать необ¬
ходимые санитарные условия, не допустить повреждения оборудо¬
вания, подготовить технологический процесс для последующего
быстрого восстановления производственного процесса (вторая группа
приемников электроэнергии).
Необходимость включения в работу первой группы приемников
электроэнергии определяется временем достижения предельно до¬
пустимых значений параметров технологического процесса (давления,
температуры, концентрации и т. а) после прекращения основного
электроснабжения. Этот промежуток времени определяется видом и
характером технологического процесса и может быть весьма мал —
от сотых долей до нескольких секунд.
Время включения второй группы приемников электроэнергии и
длительность их работы также определяются характером техноло¬
гического процесса, но необходимость их включения наступает
несколько позже — спустя несколько минут или полчаса. Длительность
работы может достигать нескольких часов.
Таким образом, источник гарантированного электроснабжения
должен состоять из двух систем: первая обеспечивает быстрое (от
нуля до нескольких секунд) питание первой группы приемников
электроэнергии, вторая — питание второй группы приемников электро¬
энергии через несколько минут после нарушения нормального электро¬
снабжения.
2.7.	После определения мощности и времени вступления в работу
приемников электроэнергии первой и второй групп определяется требо¬
вание к источнику гарантированного электроснабжения.
Например, для одного крупного предприятия химической про¬
мышленности, потребляемая мощность которого в нормальном режиме
составляет около 100 МВт, необходим гарантированный источник
электроснабжения с мощностью для первой группы около 50 кВт
(допустимое время перерыва электроснабжения 1,5 — 2 с), для второй
группы 280 кВт (допустимый перерыв питания до 2 — 3 мин). Для
указанного предприятия была принята система, содержащая два
взаиморезервирующих комплекса — выпрямительные устройства, ак¬
кумуляторные батареи, инверторные установки и автономный источ¬
ник электропитания, состоящий из двух взаимно резервирующих
дизель-генераторов.
В последнее время в качестве источников гарантированного
электроснабжения стали использоваться резервные автономные
источники питания и устройства бесперебойного электроснабжения.
Как показали технико-экономические расчеты, использование авто¬
номных источников бесперебойного питания, несмотря на их относи¬
тельно высокую стоимость, позволяет решить вопрос обеспечения
необходимой надежности работы рассматриваемого объекта, сни¬
зить затраты на схему нормального электроснабжения, и они окупаются,
если даже предотвращают возможность возникновения аварии с ка¬
121

тастрофическими последствиями с вероятностью ее возникновения 1
раз за 10—15 лет эксплуатации соответствующего промышленного
предприятия.
2.8.	В рассмотренных рекомендациях необходимо учитывать
основные положения по определению аварийной и технологической
брони электроснабжения в соответствии с «Инструкцией о порядке
составления и применения графиков ограничения потребления и от¬
ключения электроэнергии при недостатке электрической энергий и
мощности в энергосистемах и их объединениях», утвержденной
заместителем министра энергетики и электрификации СССР 17 сен¬
тября 1983 г., введенной в действие с 1 октября 1983 г.
Технологическая броня электроснабжения определяется наимень¬
шей потребляемой электрической мощностью и временем, необхо¬
димыми потребителю для завершения технологического процесса,
цикла производства, после чего могут быть отключены соответствующие
приемники электроэнергии.
Аварийная броня электроснабжения определяется наименьшей
мощностью или расходом электроэнергии, обеспечивающим при
частичной или полной остановке предприятия сохранность обору¬
дования, безопасность жизни людей, сохранность аварийного и охран¬
ного освещения, вентиляции, водоотлива, средств пожарной безо¬
пасности.
3.	МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ УЩЕРБА
ПРОМЫШЛЕННОГО ПРЕДПРИЯТИЯ, ВЫЗВАННОГО
НАРУШЕНИЕМ НОРМАЛЬНОГО РЕЖИМА
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
3.1.	Данные Методические указания* разработаны на основе
общих экономических положений, принятых в технико-экономических
расчетах.
3.2.	Указания призваны обеспечить единство методов оценки
ущерба, вызванного нарушением нормального режима электроснаб¬
жения (ННРЭ). Это в свою очередь обеспечит единство подхода при
экономическом обосновании оптимального уровня надежности электро¬
снабжения, составлении графиков введения лимитов по электрической
энергии и мощности, графиков автоматической частотной разгрузки,
отключений при ограничениях и авариях в энергосистеме.
3.3.	Указания должны быть положены в основу отраслевых указаний
(инструкций) по определению ущерба. Характеристики ущерба, рас¬
смотренные в Указаниях, незначительно влияющие на результаты
расчетов, в отраслевых указаниях (инструкциях) могут опускаться.
3.4.	Указания могут быть использованы для оценки ущерба как
предприятия в целом, так и его отдельных цехов, технологических
потоков, агрегатов, установок.
* В дальнейшем для краткости — Указания.
122

Указания могут быть использованы при анализе надежности
действующих, реконструируемых и проектируемых предприятий.
Прежде чем приступить к исследованию ущерба, следует опреде¬
лить границы объекта исследования — технологического агрегата (уста¬
новки).
Один технологический агрегат может содержать некоторое коли¬
чество различных механизмов и устройств, связанных между собой
единым технологическим процессом — «переделом». Технологический
агрегат может работать независимо от работы других агрегатов при
наличии запаса заготовок и возможности накопления полуфабрикатов,
т. е. при наличии промежуточных складов (накопителей, карманов)
по обе стороны агрегата. Это позволяет установить формальный
признак для признания группы механизмов и устройств техноло¬
гическим агрегатом: группа механизмов и устройств, ограниченная
промежуточными складами, представляет собой единый техноло¬
гический агрегат.
3.5.	Влияние недовыработки продукции потребителем из-за ННРЭ
на работу последующих звеньев народного хозяйства не учитывается
в связи с относительно малыми длительностями ННРЭ и наличием
запасов продукции в народном хозяйстве. Исключение составляют
случаи, когда определяется ущерб от ННРЭ отдельных установок,
являющихся звеном непрерывного технологического процесса. В этом
случае учитывается влияние простоя данного звена на ущерб всего
предприятия в целом. Следует учитывать, что влияние простоя данного
звена на работу последующих звеньев предприятия существенно
зависит от наличия и емкости промежуточных технологических
складов.
3.6.	Указания не распространяются на потребителей, ННРЭ кото¬
рых недопустимо из-за их роли в жизни государства или из-за воз¬
можных катастрофических последствий и гибели людей. Ущерб
таких потребителей не может быть оценен в денежном выражении.
В Указаниях не рассматриваются экономические взаимоотноше¬
ния между энергоснабжающими организациями и потребителями,
поскольку они регламентируются «Правилами пользования электри¬
ческой и тепловой энергией».
3.7.	Каждое из ННРЭ характеризуется своей особенностью, ви¬
дом нарушения (внезапные перерывы электроснабжения и ограничения
по электрической мощности и энергии, перерывы и ограничения
с предварительным предупреждением, снижение качества электро¬
энергии и топлива и т. п.) и продолжительностью.
3.8.	В общем случае фактическая продолжительность ННРЭ потре¬
бителя tH может отличаться от времени, необходимого для восстанов¬
ления нормального режима (схемы) электроснабжения. Например,
большинство систем электроснабжения потребителя имеют резервные
цепи и агрегаты, обходные системы, снабженные автоматическим
вводом резерва (АВР) и позволяющие быстро восстанавливать
электроснабжение. Поэтому время, необходимое для восстановления
напряжения на питающей потребителя подстанции, меньше времени
ремонта или замены поврежденного элемента системы электро¬
снабжения.
123

ННРЭ может привести к необходимости переключений в последую¬
щих ступенях схемы электроснабжения. Например, при исчезновении
напряжения на главной подстанции необходимо обеспечить отключе¬
ние агрегатов (ручное или автоматическое), самозапуск которых
недопустим.
Поэтому продолжительность ННРЭ включает в себя время, необ¬
ходимое для восстановления нормального режима электроснабжения
(НРЭ) от питающего пункта до приемника электроэнергии tH2: tH =
= іні + ін2> где ini — длительность ННРЭ питающего пункта.
Продолжительность tH2 определяется сложностью схемы электро¬
снабжения, типом и показателями приемников электроэнергии, тех¬
нологических установок, системой автоматизации управления приемни¬
ками электроэнергии и т. п. Например, в системах электроснабжения
снижение tH2 может быть достигнуто при применении глубоких вводов,
использовании самозапуска агрегатов технологических установок
и т. д.
Время ,гні характеризует ремонтопригодность внешней схемы
электроснабжения, а t„2 — ремонтопригодность внутренней (заводской,
цеховой и т. п.) схемы электроснабжения потребителя. ■
ННРЭ отражается на работе технологической установки, если
ін больше или равно некоторому критическому времени to, которое
при данном виде ННРЭ скажется на работе приемника электроэнергии
или технологической установки.
Время іо зависит от инерционных характеристик приемников
электроэнергии и технологических агрегатов. Для каждого типа
приемника электроэнергии и технологических агрегатов характерно
свое t0.
Например, на рассматриваемом предприятии установлены поршне¬
вые компрессоры высокого давления с синхронными двигателями,
вентиляторы с асинхронными двигателями и электрические печи.
При перерывах электроснабжения наименьшее t0 будет у поршне¬
вых компрессоров, несколько большее у вентиляторов и еще большее
у печей. Следовательно, рассматриваемое предприятие имеет три
ступени t0.
Если ННРЭ привело к нарушению технологического процесса,
то после восстановления нормального режима электроснабжения
(НРЭ) и ликвидации возможных повреждений оборудования техноло¬
гический процесс может быть возобновлен. Для доведения техноло¬
гического процесса до номинального режима необходимо некоторое
время гтех.
Продолжительность tTex меняется в широких пределах и зависит
от вида и длительности ННРЭ, особенностей технологического
процесса, совпадения ННРЭ с той или иной его зоной, автоматизации
производства, квалификации обслуживающего персонала и других
факторов. При некоторых видах и длительности ННРЭ может воз¬
никнуть полная разладка технологического процесса, и при восста¬
новлении НРЭ придется возобновлять технологический процесс с
начальных условий пуска. В этом случае ітех будет максимальным.
Длительность соответствующего вида ННРЭ, приводящую к пол¬
ной разладке технологического процесса, обозначают tH.Tex, а макси-
124

Рис. 2. Изменение выпуска продукции в
результате ННРЭ
мальную продолжительность восстановления технологического про¬
цесса называют предельной гтех пр.
При гн > t„.Tex, соответствующем ННРЭ, продолжительность
восстановления технологического процесса достигает максимума и
остается постоянной, равной tTexnp. Следовательно, для каждого вида
ННРЭ при to < «н < tn.тех время tTex = /(tH); при t„ > ГИТех время
t-rex = trex. пр-
В зависимости от вида технологического процесса выпуск продук¬
ции может быть непрерывным или периодическим.
Если рассматривать установившийся технологический режим,
то для всех производств можно условно принять, что выпуск продукции
происходит непрерывно, с некоторой интенсивностью По единиц в
1 ч. Тогда изменение выпуска продукции в результате ННРЭ
может быть представлено, как на рис. 2. ННРЭ привело к снижению
выпуска продукции (участок АВ на рис. 2) до некоторого значения Пи.
При некоторых видах ННРЭ, например при перерывах электроснаб¬
жения, выпуск продукции может прекращаться полностью (рис. 3).
После восстановления НРЭ (за tH) спустя ітехі выпуск продукции начнет
возрастать (точка D) и в точке Е (спустя tTex2) достигнет номинального
значения. Тогда полное время, необходимое для достижения нормаль-
Рис. 3. Изменение часового
выпуска продукции при пере¬
рыве электроснабжения и
восстановлении технологиче¬
ского процесса
125

ного технологического режима после восстановления НРЭ, tTex =
= Gex 1 + гтех2> гДе tTex 1 ~ время с момента восстановления НРЭ
до начала восстановления нормального технологического режима;
Gex2 — время от начала восстановления нормального технологического
режима до доведения его до номинального.
Общая продолжительность нарушения нормального технологи¬
ческого режима tn = tH + tTex-
Отношение объема продукции, выпущенной за время гн (пло¬
щадь АВССА'), к часовой производительности при нормальном ре¬
жиме По называют условным рабочим временем ННРЭ і'н (рис. 2).
Графически t'H может быть определено как основание прямоугольника
AFF’A’, равновеликого площади АВСС'А’.
Отношение объема продукции, выпушенной за время tTex (пло¬
щадь CDEE’C'), к часовой производительности при нормальном режиме
называют условным рабочим временем доведения технологического
процесса до номинального режима txex (рис. 2). Графически t'Ta может
быть определено как основание прямоугольника GEE’G’, равновеликого
площади CDEE’C' (рис. 2).
ННРЭ может привести к выпуску бракованной продукции. Отно¬
шение объема бракованной продукции из-за ННРЭ П^р/По — ібр на¬
зывают временем выпуска бракованной продукции (или приведенным
временем брака).
Если учесть недовыпуск продукции за tH, tgp, tTex, а также выпуск
продукции за t'H и і'тех, то условное время простоя технологической уста¬
новки в результате ННРЭ t= t„ + tTex + t6p — t'H — t'Tex-
3.9.	ННРЭ потребителя приводит к ущербу, который выражается
в следующем:
а)	ущерб от расстройства технологического процесса, брака
продукции, порчи сырья и материалов, аварий, выхода из строя и
сокращения срока службы инструмента и оборудования, увеличения
расхода материалов, электроэнергии, труда на единицу продукции,
простоя персонала и т. п., называемый прямым (непосредственным)
ущербом Уп;
б)	ущерб от недовыпуска продукции, называемый дополнительным
ущербом У,.
Суммарный ущерб, вызванный ННРЭ, У= У, + 3^.
Прямой ущерб
Уп ” X) + Уп Он) + УП (tjex).
где 36 — составляющая прямого ущерба, определяемая самим фактом
возникновения ННРЭ; % (tn) — составляющая прямого ущерба, зави¬
сящая от длительности ННРЭ; Уп (tTex) — составляющая прямого
ущерба, учитывающая затраты на восстановление технологического
процесса до номинального режима.
В общем случае функция Уп (гн) имеет нелинейный характер, а для
некоторых технологических процессов представляет собой разрывную
возрастающую функцию (рис. 4).
126

Рис. 4. Характеристики изменения ущерба:
а — непрерывная функция; б — разрывная функция
Недовыпуск продукции, вызванный ННРЭ, определяется зави¬
симостью Д77 — f (tH) при данном виде ННРЭ и характеристиками
технологического процесса
АП — Поіп + П0Г6р — По^н - Htyex = По tn-
Ущерб Уд определяется затратами, связанными с недовыпуском
продукции из-за ННРЭ.
Если недовыпуск продукции из-за ННРЭ не может быть компенси¬
рован в течение 1 года, то ущерб определяют исходя из следующих
положений:
а)	годовые приведенные затраты предприятия при нормальной
работе
3 = ЕК + И = ЕК + Иі + И2 = ЕК + Иі + иПг,
где Е — нормативный коэффициент эффективности капитальных вло¬
жений; К — основные и оборотные фонды предприятия; И — ежегодные
издержки производства; И2 — постоянная часть ежегодных издержек
производства, не зависящая от объема выпуска продукции; И2 = ИПГ —
переменная часть издержек производства, зависящая от годового
выпуска продукции; и — переменная часть издержек производства,
отнесенная к единице продукции; Пт — годовой выпуск продукции
при работе предприятия с плановым числом часов работы в год;
б)	приведенные затраты на единицу продукции при нормальной
работе предприятия зн = 3/П;
в)	годовые приведенные затраты при ННРЭ
3 = ЕК + И2 + и/7ф,
гдеПф = Пг - ДП - фактический годовой выпуск продукции при ННРЭ.
Приведенные затраты на единицу продукции при ННРЭ
з' = З'/Пф;
127

г)	дополнительный ущерб, вызванный некомпенсированным недо¬
выпуском продукции,
Ул = (з' - з) Пф = [(ЕК - ИО/Пф - (ЕК + Иі)/Лг] ПФ=(ЕК+И1) ДП/ПГ;
т
д)	так как Пг = ПрТ и ДП = 770t'n, то Уд = (EK +	(где
Т — годовая плановая продолжительность работы предприятия), т. е.
ущерб выражается в недоиспользовании основных и оборотных
фондов и постоянной части годовых издержек производства.
Если недовыпуск продукции восполняется организацией сверх¬
урочных работ, то дополнительный ущерб определяется заработной
платой персонала, привлекаемого на проведение этих работ, и
затратами на дополнительные материалы, электроэнергию, сырье и т. п.
Уд = (P-1^°+..Pg°-An + £3д.м,
где С3.п — годовой тарифный фонд заработной платы производствен¬
ных рабочих, работающих сверхурочно; Р — коэффициент, учиты¬
вающий увеличение оплаты работы в сверхурочное время; Со —
годовой фонд заработной платы персонала, связанного с обслужи¬
ванием оборудования во время сверхурочных работ; ^Здм-
затраты на дополнительный расход материалов, энергии, сырья
и т. д.
Если компенсация, недовыпуска продукции осуществляется за счет
форсированной работы технологического оборудования, то дополни¬
тельный ущерб определяют исходя из следующего:
а)	форсированный режим работы может вызвать повышенный
расход сырья, электроэнергии, трудовых и других затрат на единицу
п
продукции: И фор — £ «Д, где п,-— составляющие переменной части
і= 1
издержек производства на единицу продукции (затраты на сырье,
электроэнергию, воду и т. п.); 6,- — коэффициент, учитывающий увеличе¬
ние і-й составляющей переменной части издержек производств в
форсированном режиме по сравнению с нормальным;
б)	объем продукции, которая должна быть выпущена за время
форсирования технологического режима, складывается из объема не¬
довыпущенной продукции и объема продукции, которая должна была
быть выпущена за время форсирования, если бы производственный
процесс происходил нормально, т. е. 77фор = ДП + Ло^фор, где ПфоР —
объем продукции, выпущенной в форсированном режиме; Гфор —
время работы предприятия (установки, цеха и т. п.) в форсированном
режиме;
в)	продолжительность работы в форсированном режиме
Гфор = ДП/(Пфор - П0фор) (где П0фор - часовой выпуск продукции при
форсированном режиме); если обозначать кратность форсировки
(П0фор/П0) как у = Прфор/Пр, то «фор = П0Сп/(уП0 - По) = f„/(y - 1);
г)	дополнительный ущерб, вызванный форсированной работой для
компенсации недовыпуска продукции,
128

ya = (j>&
f иА(П0(ф0р + ДП) = ( Y. ~ t "i
По^фор + In) — По
Y
Y - 1
д)	в ряде случаев увеличение переменной части издержек произ¬
водства при форсированном режиме может быть обобщено средним
Л	л
значением 8 = £ иД/ £ uf, тогда дополнительный ущерб, вызванный
1 = 1	1=1
форсированием режима работы для компенсации недовыпуска про¬
дукции
yXu.-
Уд = По -И—1'„(6 - 1) = По ^Ц-Yt'n і и,
Y - 1	Y - 1 і=і
Если недовыпуск продукции может быть компенсирован за счет
резерва производительности без увеличения годовых затрат пред¬
приятия, то Уа = 0.
ПРИЛОЖЕНИЕ. ПРИМЕРЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ УЩЕРБОВ,
ВЫЗВАННЫХ РАЗЛИЧНЫМИ НАРУШЕНИЯМИ
НОРМАЛЬНОГО РЕЖИМА ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
1.	ОГРАНИЧЕНИЯ ПО МОЩНОСТИ В ЧАСЫ
МАКСИМАЛЬНОЙ НАГРУЗКИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ
Определение ущерба, вызванного ограничением мощности, рас¬
смотрим на примере ферросплавного предприятия.
Основным приемником электроэнергии предприятия является фер¬
росплавная печь с номинальной электрической мощностью 14 МВт.
Печь работает круглосуточно, число рабочих дней в году 350.
Показатели работы печи в номинальном режиме:
мощность Р = 14 МВт;
суточная производительность д1ІОМ = 38 т;
удельный расход электроэнергии* И\д = 7,8 МВт-ч;
годовая производительность GHOM = 38-350 = 13 300 т;
постоянная часть годовых затрат 3' = 700-ІО3 руб.;
удельные постоянные затраты з' = 3'/СНОМ = 52,6 руб.
Годовой расход электроэнергии 1УНОМ = 104-106 кВт-ч.
Предприятие ведет расчеты с энергонадзором по двухставочному
тарифу с платой за 1 кВт заявленной максимальной мощности,
участвующей в максимальной нагрузке энергосистемы, а — 36 руб., и
платы за 1 кВт - ч отпущенной активной электроэнергии b = 1,1 • 10“ 2 руб.
* Все удельные значения приведены на I т продукции.
5 Инструктивные материалы
129

Годовые затраты на электроэнергию Зэ ном = аРиом + foWIIC!M =
= 36-14-Ю2 3 + 1,1.ІО-2 104 10® = 504-ІО3 + 1141-ІО3 = 1645-ІО3 руб.
Удельные затраты на электроэнергию зэ. НОМ — 33,HOM/GHOM —
= 1645 ■ ІО3 = 13 300 = 123,7 руб.
Полные годовые затраты Зном = 3' + Зэ ном = 700- ІО3 + 1645- ІО3 =
= 2845•ІО3 руб.
Полные удельные затраты зном = 52,6 + 128,7 = 176,3 руб.
По условиям ограничений, введенных в энергосистеме, заявленная
мощность, участвующая в максимальной нагрузке энергосистемы
(продолжительность 4 ч), снижена до 10 МВт. В остальные часы
суток ограничений по мощности нет.
Зависимость технико-экономических показателей ферросплавов
печи от подведенной мощности приведена на рис. 5.
При принятых ограничениях мощности:
суточная производительность д0 = 38,8 т;
удельный расход электроэнергии 1УУд0 — 8,96 МВт - ч;
годовой выпуск продукции Go = 33,8-350 = 11730 т;
удельные постоянные затраты зЬ = 3'/G0 = 59,7 руб.
Г одовой	расход электроэнергии Wo = 8,96 ■ ІО3 • 11 730 =
= 105-10® кВт-ч.
Годовые затраты на электроэнергию Зэо — 36-10- ІО3 + 1,1 • ІО-2 х
х 105-10® = 360-103+ 1156-Ю3 = 1516-Ю3 руб.
Удельные затраты на электроэнергию зэо= 1516-Ю3/11730 =
= 129,2 руб.
Полные годовые затраты 30 = 100- Ю3 + 1516- Ю3 = 2216- Ю3 руб.
Полные удельные затраты зо = 59,7 + 129,2 = 188,9 руб.
Годовой недовыпуск продукции AG = (38 — 33,8)850 = 3570 т.
Годовой перерасход электроэнергии &W — (8,96 — 7,8) Ю3-11 730 =
= 1,36-10® кВт-ч.
Удорожание производства 1 т продукции Аз = зо зиом =
= 188,9 - 176,3 = 12,6 руб.
Годовой ущерб У= АзС0 = 12,6-11730 = 147,8- Ю3 руб.
2.	ОГРАНИЧЕНИЯ ПО ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
Ущерб, вызванный ограничением по электроэнергии, опреде¬
ляется применительно к предприятию, рассмотренному в разд. 1.
Годовая потребность в электроэнергии в нормальном режиме
без ограничения 104 • 10® кВт • ч.
По утвержденному лимиту годовой расход электроэнергии не
должен превосходить 97-10® кВт-ч, а максимальная мощность
должна быть не более 10 МВт. В этих условиях принят кругло¬
суточный режим работы печи с мощностью 10 МВт. Число
рабочих дней в году 350.
В соответствии с рис. 5 технологические показатели пред¬
приятия при ограничениях:
суточная производительность д0 = 28,1 т,
130

Рис. 5. Зависимость суточной
производительности предприя¬
тий и удельного расхода электро¬
энергии от ограничиваемой
мощности при различной длительности ограничения (а) и от средне¬
суточной подводимой активной мощности (б)
удельный расход электроэнергии* ІѴ'уд = 12 МВт-ч;
годовая производительность Go = 23,1-350 = 8080 т;
удельные постоянные затраты з'о = 3'/G0 = 87 руб.
Годовой расход электроэнергии Wo = 12 • ІО3 • 8080 = 97 • 106 кВт • ч.
Годовые затраты на электроэнергию Зэо =36-10- ІО3 + 1,1 • ІО-2 х
х 97-10® = 360 - ІО3 + 1067 - ІО3 = 1427- ІО3 руб.
Удельные затраты на электроэнергию зэ0 = 1427 • 103/8080 =
= 176 руб.
Полные годовые затраты IV 0 = 700- ІО3 + 1427 • ІО3 = 2127 • ІО3 руб.
Полные удельные затраты so = 87 ■ 176,0 = 263 руб.
Годовой недовыпуск продукции AG = (38 — 23,1)350 = 1715 т.
Увеличение удельного расхода электроэнергии АІѴуд =
= (12 - 7,8) ІО3 = 4,2 • ІО3 кВт • ч.
Г одовой перерасход электроэнергии ЛИ7 = 4,2 • ІО3 - 8080 =
= 33,9-10® кВт-ч.
Удорожание 1 т продукции Аз = 263 — 176,3 = 86,7 руб.
Годовой ущерб У= АзС = 86,7-8080 = 700- ІО3.
3.	ВНЕЗАПНЫЙ ПЕРЕРЫВ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
Исходные данные
Определение ущерба, вызванного внезапным перерывом электро¬
снабжения, рассматривается на примере глиноземного завода, рабо¬
тающего по схеме Байера.
* Все удельные значения приведены на I т продукции.
5*
13Г

Технико-экономические показатели завода:
годовой выпуск глинозема Пт = 250 тыс. т;
часовой выпуск глинозема По = 29 т;
стоимость основных и оборотных средств К = 42 млн. руб.;
постоянная часть годовых издержек производства И = 4 млн. руб.;
нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений
Е = 0,15;
число часов работы завода в год Т = 8760;
годовое потребление электроэнергии ІѴг = 76-106 кВт-ч;
часовое потребление электроэнергии И/о = 8,7-103 кВт-ч;
стоимость электроэнергии С3 — 11 рубДтыс. кВт-ч);
стоимость пара Сп = 0,75 руб/ГДж;
стоимость сжатого воздуха Св — 1,4 руб/тыс. м3;
стоимость глинозема ГА-8 Сг = 116 руб/т;
стоимость щелочи Сщ = 168 руб/т.
Определение прямого ущерба завода
Перерыв электроснабжения 0 < tH < 0,25 ч. В мешалках, декомпозе-
рах, автоклавах, сгустителях, промывателях и коррекционных бас¬
сейнах в результате перерыва электроснабжения сразу после прекра¬
щения механического или воздушного перемешивания начинает оседать
пульпа. После восстановления нормального электроснабжения для
размешивания пульпы приходится дополнительно затрачивать электро¬
энергию и сжатый воздух.
Продолжительность размешивания для tH = 0,25 ч можно ориенти¬
ровочно принять равной tTex = 1 ч, тогда стоимость непроизво¬
дительно затраченной электроэнергии С'э = WotTenC3.
Стоимость непроизводительно затраченного сжатого воздуха
С'в = ВітехСв(ид + ик.б), где В —расход воздуха, м3/ч; ид — количество
декомпозеров; ик б — количество коррекционных и сборных бассей¬
нов.
Перерыв электроснабжения tH = 0,5 ч. Мешалки при перерывах
электроснабжения в течение некоторого времени вращают вручную,
но при перерыве 0,25 < tH < 0,5 ч пульпа становится настолько
густой, что вращать мешалки вручную становится невозможно.
После примерно такого же перерыва при пуске аппаратов с
воздушным перемешиванием воздух с трудом пробивается через
загустевшую пульпу. Продолжительность размешивания для tH = 0,5 ч
можно принять примерно равной ітех = 4 ч. Ущерб будет равен
стоимости непроизводительно затраченных в течение 4 ч электро¬
энергии и сжатого воздуха.
Перерыв электроснабжения tH = 1 ч. При остановке шаровых
мельниц мокрого помола участка подготовки шихты более 30 мин
шихта, состоящая из смеси боксита и извести, схватывается и
цементирует находящиеся в мельнице шары.
Остановка мешалок вызывает осаждение шихты. Опыт показы¬
вает, что при перерыве до 1 ч в части аппаратов этот осадок
удается размешать, а примерно в 30% мешалок осадок уплотняется,
132

и их приходится останавливать на чистку и ремонт. Пуск обору¬
дования длится около 8 ч, цех продукцию не выдает, а восстанавли¬
вается только технологический процесс.
В результате ущерб слагается из затрат на:
чистку шаровых мельниц Зр.мл = пмлСр.мл, где и„л - число шаро¬
вых мельниц мокрого помола; Срмл — стоимость чистки одной
мельницы;
чистку и ремонт мешалок Зрм = 0,ЗпммпСр.м, где им.м.п-
число мешалок участка мокрого помола; Ср м — стоимость ремонта
одной мешалки;
электроэнергию, затрачиваемую на восстановление нормального
технологического процесса мокрого помола, в течение tTex = 8 ч:
Зэ = И'оГтехСэ-
При перерывах электроснабжения участка выщелачивания порш¬
невой насос перестает подавать пульпу в автоклавы, одновременно
может упасть давление греющего пара. При снижении давления
заполняется пульпой буферный сосуд, который играет роль предохра¬
нительной. емкости, предупреждающей попадание пульпы в паро¬
провод.
В результате прекращения подачи пара и, следовательно, пере¬
мешивания пульпы, она оседает на дно автоклавов, забивая раз¬
грузочные трубы. Степень зашламления автоклавов зависит от их
состояния. Недавно отремонтированные автоклавы с прочищенными
трубами могут выдержать значительно более длительные перерывы
электроснабжения, чем аппараты, находившиеся в эксплуатации дли¬
тельное время.
На основе опыта эксплуатации можно принять, что для под¬
нятия осадка необходимо размывать его пульпой в течение 6 ч.
Примерно в 30% автоклавов не удается размешать осадок и про¬
чистить трубы, поэтому их приходится останавливать на чистку и
ремонт. На участке выщелачивания зашламляется также примерно
30% мешалок. Их приходится останавливать на чистку и ремонт.
Ущерб слагается из затрат на:
размывку автоклавов Зразм = наСра.)м, где иа — число автоклавов;
СРазм — стоимость размывки одного автоклава,	.
ремонт автоклавов Зр а = паСр а, где Сра — стоимость ремонта
одного автоклава;
чистку и ремонт мешалок Зр м = им.вСРіМ, где им в — число меша¬
лок участка выщелачивания;
непроизводительно израсходованную электроэнергию на восста¬
новление технологического процесса в течение 8 ч.
В сгущенном шламе участка сгущения и промывки поддержи¬
вается отношение жидкой фазы к твердой примерно 3:1. Чрезмер¬
ное уплотнение шлама может вызвать перегрузку сгустителя и
поломку гребкового механизма. При остановке сгустителей и промы¬
вателей шлам в них быстро осаждается и степень уплотнения его
увеличивается. Практика показывает, что при tH = 1 ч зашламляется
примерно 50% работающих сгустителей и промывателей, в осталь¬
ных осадок удается размешать. Чистка зашламленных аппаратов
длится примерно 8 сут.
133

Из каждого аппарата удаляется часть осевшего шлама (при¬
мерно 100 т). Вместе с вычищенным из промывателей шламом на
шламовое поле удаляется жидкая фаза, содержащая около 50 г/л
NaOH и 45 г/л AI2O3 (средняя концентрация глинозема и щелочи
в сгустителе и хвостовом промывателе).
Зашламляются также все работающие фильтры, и их приходится
перезаряжать.
Ущерб слагается из затрат на:
ремонт сгустителей и промывателей Зр.с = 0,5исСр.с, где пс —
количество сгустителей и промывателей; Срс — стоимость ремонта
одного сгустителя;
глинозем и щелочь, теряемые с удаляемым осевшим шламом;
чистку и ремонт мешалок Зр.м = 0,Зим (;Ср.м, где им с — число
мешалок на участке сгущения и промывки шлама;
перезарядку фильтров Зр.ф — ифСр.ф, где Иф — количество фильтров
на участке сгущения и промывки шлама; Ср.ф — стоимость пере¬
зарядки одного фильтра;
непроизводительно израсходованную электроэнергию на восста¬
новление технологического процесса в течение 8 ч.
Перемешивание пульпы в декомпозерах участка декомпозиции,
необходимое для поддержания затравки во взвешенном состоянии
и выравнивания концентрации раствора, осуществляется цепными
мешалками или воздушным перемешиванием, для чего в декомпо¬
зерах устанавливают аэролифты.
При остановке цепных мешалок или прекращении подачи воздуха
в декомпозеры взвешенные частицы, находящиеся в растворе, быстро
оседают. Для того чтобы поднять осадок, приходится нагнетать
сжатый воздух через аэролифты примерно в течение 8 ч при расходе
его 850 м3/ч на каждый декомпозер. Как правило, примерно
в 20 % декомпозеров осадок не удается размешать, и их при¬
ходится чистить и ремонтировать.
Зашламляется около 50% двухъярусных сгустителей и 30% ме¬
шалок и сборников продукционной пульпы, и их приходится чистить
и ремонтировать.
Ущерб слагается из затрат на:
непроизводительно израсходованный воздух Зв = В»ідСв, где t —
время на размешивание осадка, ч;
заработную плату рабочих, занятых размешиванием осадка;
чистку и ремонт декомпозеров Зрд = 0,2идСрд, где Ср.д —
стоимость ремонта одного декомпозера;
чистку и ремонт сгустителей и промывателей Зре = 0,5иеСр.с;
чистку и ремонт мешалок и сборников продукционной пульпы
3Р.м ц = 0,Зим дСр.Мд, где им д — число мешалок и сборников пульпы
на участке декомпозиции;
непроизводительно израсходованную электроэнергию на наладку
технологического процесса в течение 8 ч.
Прекращение вращения печей участка кальцинации вызывает
местный нагрев футеровки глиноземом, имеющим температуру около
1200 °C. Для предотвращения этого в случае аварийного ограни¬
чения подачи электроэнергии печи прокручивают с помощью вспо¬
134

могательного привода с частотой вращения 3—4 об/ч (частота вра¬
щения печей от главного привода 0,75 — 1,6 об/мин).
Полное прекращение подачи электроэнергии на длительное
время приводит к перегреву футеровки. Для ремонта такой печи
требуется преждевременно заменить около 20 м3 футеровки.
Продолжительность наладки работы печи после остановки во
многом определяется квалификацией обслуживающего персонала.
Опытному машинисту на это требуется 8 ч.
Ущерб слагается из затрат на:
ремонт футеровки печей кальцинации Зрп = УипкСф, где V —
объем заменяемой футеровки одной печи, м3; Ип.к —число ремон¬
тируемых печей; Сф — стоимость 1 м3 футеровки;
непроизводительно израсходованную электроэнергию на восста¬
новление процессов в течение 8 ч.
При отключении компрессоров в коррекционных и сборных бас¬
сейнах участки спекания, которые по конструкции подобны декомпо-
зерам с воздушным перемешиванием, оседает и уплотняется пульпа.
Осадок размешивают сжатым воздухом в течение 8 ч.
После размешивания удается использовать в виде пригодной
шихты только 50% содержимого бассейна, остальная часть возвра¬
щается в процессе приготовления шихты для повторной перера¬
ботки.
Остановка печей спекания приводит к перегреву футеровки,
вследствие чего ее приходится частично заменять.
При остановке шаровых мельниц в отделении подготовки шихты
и мельниц в отделении выщелачивания происходит цементация ша¬
ров, поэтому мельницы необходимо чистить, что требует допол¬
нительных затрат.
Ущерб участка спекания слагается из затрат на:
непроизводительно израсходованный воздух Зв = BtnKCB, где t —
время, затраченное на нормализацию процесса; ик — число коррекцион¬
ных и сборных бассейнов;
размывку коррекционных и сборных бассейнов Зр. к = пгСрк,
где Ср. к — стоимость размывки одного-бассейна;
электроэнергию, израсходованную на перекачку пульпы;
повторную переработку шихты Зпер = 0,5икУ<?Сш, где q — содер¬
жание, т, твердой составляющей в 1 м3 шихты; V — рабочий
объем коррекционного бассейна, м3; Сш — стоимость переработки
1 т шихты;
электроэнергию, израсходованную на перекачку пульпы;
ремонт футеровки печей спекания Зр.„ = ИипсСф, где ипс —
число ремонтируемых печей спекания;
чистку шаровых мельниц Зр мл = пмл сСр мл, где п^.с - число
мельниц на участке спекания;
электроэнергию, непроизводительно затраченную на наладку тех¬
нологического процесса в течение 8 ч.
Отключение электроэнергии на участке выпарки приводит к
нарушению работы выпарных батарей и их зашламлению, которое
удается ликвидировать не менее чем через 2 ч. Обычно закреп¬
ляется 50% батарей многостадийной выпарки и 40% батарей аппа¬
135

ратно-принудительной пиркуляции. На нормализацию работы каждой
батареи расходуется примерно 120 ГДж/ч пара.
Ущерб определяют затратами на:
непроизводительно израсходованный пар Зп = (0,5иі + O,4n2)0tCn,.
где — число батарей многостадийной выпарки; и2 — число батарей
аппаратно-принудительной циркуляции -д — часовой расход пара на нор¬
мализацию работы батарей; t — время, затраченное на нормализацию
работы батарей;
непроизводительно израсходованную электроэнергию при нор¬
мализации процесса в течение 8 ч.
Перерыв электроснабжения tH > 2 ч. При перерыве электро¬
снабжения на 2 ч и более пульпа во всех декомпозерах,
автоклавах, коррекционных бассейнах и мешалках осаждается, шлам
в сгустителях и промывателях уплотняется. Это приводит к необхо¬
димости чистки и ремонта всех указанных аппаратов, а в отдельных
случаях — к размывке осадка и повторной переработке сырья. При
чистке сгустителей и промывателей вместе со шламом выбрасы¬
вается значительное количество неотмытых глинозема и щелочи.
Остановка печей спекания и кальцинации приводит к частичной
замене их футеровки.
Время наладки технологического процесса завода, в течение
которого непроизводительно затрачивается электроэнергия, составляет
примерно 96 ч.
Определение дополнительного и полного ущербов
Выпуск продукции заводом прекращается в период перерыва
электроснабжения в течение времени, необходимого для ремонта
оборудования, tp и времени доведения технологического процесса до
номинального режима.
Если перерывы электроснабжения происходят только на участках,
обслуживающих начальную стадию производства, то недовыпуска
продукции может не быть.
Так, на складе боксита обычно имеется запас сырья примерно
на 6 мес непрерывной работы завода, склад усредненного боксита
имеет запас дробленой породы, которого хватает на 1 мес работы,
бункера мельниц мокрого размола имеют запас сырья на 5 — 6 ч
работы.
С мельниц мокрого размола начинается непрерывный цикл
производства, в котором, как правило, нет запасных емкостей, поэтому
перерыв электроснабжения на этих участках приводит к прекра¬
щению выпуска продукции.
Опыт эксплуатации некоторых заводов показал, что время вос¬
становления технологического процесса после отключения электро¬
энергии на 1 ч примерно равно 8 ч, причем продукция за
это время не выпускается. Часть оборудования при восстановлении
технологического процесса не удается вернуть к работе, а приходится
их чистить и ремонтировать. Так, зашламляется 20% декомпозеров,
30% мешалок и 50% сгустителей и промывателей.
136

Размывка декомпозеров длится 8 сут, чистка и ремонт мешалок —
около 3 сут, чистка и ремонт пятиярусных сгустителей — примерно
8 сут. Остановка этих аппаратов приводит к сокращению потока,
который компенсируется весьма незначительно из-за отсутствия резерва
емкостей работающих аппаратов.
Время перерыва технологического процесса в зависимости от
длительности перерыва электроснабжения слагается из следующих
составляющих:
при t„ <15 мин t„ = tH + tTCX, где Ітех = 1 ч;
при tH = 0,5 ч tn = tH + tTex, где tTex = 4 ч;
при tH=l ч t„ = tH + tTex + 0,5tp, где tTex = 8 ч; tp = 192 ч-
время, необходимое для чистки и ремонта пятиярусных сгустителей;
0,5 — коэффициент, учитывающий сокращение технологического потока
во время ремонта сгустителей;
при tH > 2 ч t„ + tTex + tp, где tTex = 94 ч; tp = 240 ч — время
чистки и ремонта всего оборудования.
Недовыпуск продукции определяется t„, т. е. ДП = Поіп.
Поскольку, как правило; глиноземные заводы работают кругло¬
суточно на полную мощность и не имеют возможности форсиро¬
вать технологический режим, дополнительный ущерб завода, вызванный
перерывом электроснабжения,
= EK + дл
Пн
В табл. 5 приведены результаты расчета прямого, дополнитель¬
ного и полного ущербов рассматриваемого завода.
Таблица 5
Показатель
Продолжительность
перерыва
электроснабжения, ч
0,25
0,5
1
2
Ущерб, тыс. руб.:
прямой
0,26
1,58
50
100
дополнительный Уд
0,3
5,2
121
388 •
полный У
0,56
6,78
170
488
Объем недовыпущенной продукции Д77, тыс. т
0,01
0,13
5,4
9,8
4.	КОЛЕБАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ
Определение ущерба, вызванного колебанием напряжения, рас¬
сматривается на примере азотно-тукового завода (АТЗ).
На АТЗ первоначально синтезируют простейшее химическое
соединение азота с водородом — аммиак ІЧНз, а затем перерабаты¬
вают его в более сложные химические соединения азота.
Водород получают конверсией метана природного газа. Конечной
продукцией завода являются аммиачная селитра и карбамид (99%
137

общей продукции завода), а также в относительно небольших коли¬
чествах выпускаются аммиак, аммиачная вода, слабая азотная
кислота и избыточный кислород.
Обычно цех по производству катализаторов имеет избыточную
мощность, поэтому перерывы электроснабжения цеха не отражаются
на работе остальных цехов.
Поскольку доля стоимости карбамида и аммиачной селитры
составляет более 99% стоимости совокупного продукта, рассмотре¬
ние влияния перерыва электроснабжения на технологические процессы
завода достаточно вести только для этих продуктов. Ущербом,
возникающим во вспомогательных производствах завода, из-за его отно¬
сительной малости можно пренебречь.
Основными приемниками электроэнергии АТЗ являются синхрон¬
ные исходные электродвигатели газовых поршневых компрессоров
мощностью до 4000 кВт. На долю их приходится до 75%
потребляемой электроэнергии. Такие двигатели, нагруженные на
0,8 — 0,9 максимальной мощности, при кратковременном снижении
напряжения до 0,6 17ном выпадают из синхронизма, и ресинхро¬
низации их при восстановлении напряжения до номинального не
происходит.
Глубокая посадка напряжения продолжительностью 0,3 с и более
вызывает остановку синхронных двигателей компрессоров аммиачного
и карбамидного цехов. Остановка компрессоров приводит к пере¬
рыву технологических процессов производства аммиака и карба¬
мида.
Длительность перерыва технологического процесса, вызванная
посадкой напряжения, зависит от ее глубины и длительности, сте¬
пени загрузки компрессоров, состояния технологического процесса,
квалификации обслуживающего персонала и др. Перерыв в работе
слагается из. времени, необходимого на последующий пуск оборудо¬
вания, и времени доведения технологического режима до номиналь¬
ного уровня.
В цехе производства аммиака в зависимости от глубины посад¬
ки напряжения отключается то или иное число компрессоров. Дли¬
тельность перерыва технологических процессов определяется временем
последовательного пуска отключенных компрессоров и ввода устано¬
вок на рабочий режим.
Продолжительность пуска отдельных установок цеха (включаемых
последовательно) приведена в табл. 6. С достаточной для наших
расчетов точностью можно принять, что после глубокой посадки
напряжения общее время, необходимое для пуска цеха, tTexi =
= 2,5 ч, а при меньшей посадке 0,33 ч (табл. 7).
Пуск цеха осуществляется при технологической нагрузке по газу
на 60%, поэтому выпуск продукции после вывода на режим
составит 60 % выпуска при номинальном режиме. Время, необходимое
для доведения производительности до номинальной (от 60 до
100%), tTCX2 = 0,7 ч.
Суммарное время доведения установки до номинального режима
при глубокой посадке tTex = 2,5 + 0,7 = 3,2 ч и при неглубокой
tTex = 0,33 + 0,7 = 1,03 ч.
138

Таблица 6
Производство
Процесс (установка)
Время
пуска, ч
Глубокая посадка напряжения (отключаются все компрессоры)
Аммиака
Блок разделения воздуха
0,5
Конверсия природного газа
0,32
Конверсия окиси углерода
0,16
Очистка газа
0;5
Промывка газа жидким азотом
0,25
Синтез аммиака
0,67
Карбамида
Ожидание пуска установки 4 цеха про-
1,58
изводства аммиака
Пуск и заполнение колонны синтеза
0,5
карбамида
Дистилляция и фракционирование сплава
0,5
Неглубокая посадка напряжения (отключается часть компрессоров)
Аммиака
Азотно-водородный компрессор
—
Карбамида
Установка 4 производства аммиака рабо¬
тает
Углекислотный компрессор
0,25
Установка дистилляции фракционирования
0,5
сплава карбамида
Таблица 7
Производство
Время, ч
общее
пуска при
60 %-ной
нагрузке
доведение
режима
до номиналь¬
ного
общее
перерыва
технологичес¬
кого процесса
приведенное
рабочее
пускового
режима
Глубокая посадка напряжения (отключаются все компрессоры)
Аммиака
2,5
0,7
3,2
0,56
Карбамида
2,58
4
6,58
3,2
Неглубокая посадка напряжения (отключается часть компрессоров)
Аммиака
0,33
0,7
1,03
0,56
Карбамида
0,75
4
4,75
3,2
Можно принять, что в среднем при посадках напряжения, при¬
водящих к отключению компрессоров, t'Tex = 0,5 (2,5 + 0,33) as 1,4 ч и
tTCX = 1,4 + 0,7 = 2,1 ч.
График изменения часового выпуска продукции при перерыве
технологического процесса из-за посадки напряжения в системе
показан на рис. 6, о.
139

Рис. 6. Изменение часового выпуска аммиака (а) и аммиачной селитры
(б) при посадке напряжения
К потерям, вызванным посадкой напряжения, следует отнести
(табл. 8):
а)	потери природного газа (60% часового расхода газа), электро¬
энергии на привод компрессоров (до достижения нагрузки по газу
до 60%) и охлаждающей воды;
б)	потери пара, получаемого за счет использования теплоты
реакции конверсии, а также дополнительный расход пара на обогрев
приборов контрольно-измерительных и автоматики (в условиях нор¬
мальной работы эти приборы обогреваются теплотой реакции);
в)	уменьшение межремонтного срока службы оборудования, так
как при внезапной остановке компрессоров цеха аммиачной селитры
создаются условия, способствующие разрушению футеровки горловины
конверторов и выходу из строя насадки колонны синтеза аммиака.
Таблица 8
Производство
Потери
Аварии
и
поломки
Простой
персона¬
ла*
Недовы¬
пуск про¬
дукции
природ¬
ного
газа
электро¬
энергии
пара
воды
Аммиака
+
+
+
+
+
+
+
Карбамида
0
+
+
+
0
+
+
Слабой азотной
кислоты
0
+
+
+
0
*
+
Аммиачной се¬
литры
0
+
+
+
0
+
+
* Персонал принимает участие
в восстановлении технологического процесса.
140

Это приводит к увеличению затрат на ремонт, сокращению годового
рабочего времени установок и, следовательно, к уменьшению выпуска
продукции;
г)	потери от простоя персонала;
д)	потери из-за недовыпуска продукции.
В цехе производства карбамида, как и в аммиачном, число
отключаемых установок зависит от глубины посадки напряжения.
Поскольку углекислота поступает в производство карбамида не¬
посредственно из установки 4 цеха производства аммиака, то
время, необходимое для пуска и выведения на режим карбамидного
цеха, определяется также и временем пуска установки 4.
Время, необходимое для пуска установки, указано в табл. 6 и 7.
К ущербу (табл. 8) в данном цехе следует отнести, как
и в аммиачном цехе, затраты на потери электроэнергии, воды
и пара, а также потери от простоя персонала и недовыпуска
продукции.
Как показали обследования карбамидных цехов, посадки напря¬
жения не вызывают аварий и повреждения оборудования.
В цехе производства слабой азотной кислоты при посадках
напряжения срабатывают отсекатели, прекращающие подачу аммиака
в цех.
Время восстановления режима зависит от места нахождения
обслуживающего персонала и его опыта и может колебаться от
5 мин до 1 ч при условии возможности возобновления подачи
аммиака и воздуха.
Наличие склада аммиака снижает зависимость технологического
процесса производства слабой кислоты от цеха производства
аммиака.
Можно считать, что посадки напряжения не приводят к ущербу
в цехе производства слабой азотной кислоты.
В цехе производства аммиачной селитры при посадках напря¬
жения отключение электроустановок цеха не происходит. Но из-за
перерыва технологического процесса производства карбамида умень¬
шается поступление газов дистилляции в цех производства аммиач¬
ной селитры, вследствие чего снижается производительность.
Избыток газов дистилляции из цеха производства карбамида
позволяет поддержать производство аммиачной селитры на номи¬
нальном уровне в течение 0,5—0,8 ч. Но это время меньше
времени, необходимого для пуска карбамидного производства
(табл. 7). Поэтому, чтобы избежать полной остановки процесса
производства аммиачной селитры, на время остановки карбамидного
производства снижают производительность цеха аммиачной селитры
до 25 % номинальной (участок I на рис. 6, б). В дальнейшем,
по мере луска цеха производства карбамида и увеличения оборотов
газов дистилляции, выпуск селитры доводится до номинального
(участок II на рис. 6,6).
Можно принять продолжительность сниженного режима в сред¬
нем 1,65, а время восстановления нормального режима около
1,04 ч. Ущерб определяется только недовыпуском продукции за указан¬
ное время.
141

Время перерыва технологического процесса можно с достаточной
точностью для наших расчетов найти из условия равенства площадей
(рис. 6,6) ABDE = A'AE'F', т. е. tnep = 0,75(1,65 + 0,5-1) = 1,6 ч.
Подсчет ущерба от посадок напряжения приводится для завода
с годовой производительностью аммиачной селитры 300 и карбамида
70 тыс. т. Данные, характеризующие экономические показатели
завода, приведены в табл. 9. Коэффициент эффективности капиталь¬
ных вложений Е принимаем равным 0,12.
Завод работает на полную паспортную мощность, поэтому не- ■
довыпуск продукции, вызванный внеплановыми перерывами электро¬
снабжения, не восполняется.
Таблица 9
Производство
Годовая производи¬
тельность, тыс. т
Стоимость основных
оборотных средств
К, тыс. руб.
Постоянная часть годо¬
вых издержек произ¬
водств И, тыс. руб.
Плановое число
часов работы Т
ЕК, тыс. руб/ч
Часовое потребление
при номинальном
режиме
электроэнер¬
гии,
1000 кВт-ч
воды, 1000 м3
пара, т
природного газа,
1000 м3
Аммиака
170
24000
3800
8350
0,79
33
11
10
20
Карбамида
70
4000
700
8350
0,14
2,5
1,8
15
—
Слабой азотной
кислоты
5000
800
8350
0,17
8,5
4,1
6
—
Аммиачной селит¬
ры
300
2000
300
8350
0,065
0,5
2
14
—
В цехе производства аммиака прямой ущерб от потерь газа,
электроэнергии, воды и пара, связанных с остановкой и последую¬
щим пуском установки, с достаточной для наших расчетов точ¬
ностью можно принять
упі = 0,6 (QTCT + Q3C3 + QBCB + епСп)ітех,
где Сг, С3, Св, Сп соответственно стоимость единицы газа, электро¬
энергии, воды и пара; QT, Q3, QB, Qn — соответственно часовой
расход газа, электроэнергии, воды и пара.
Если принять Сг = 21 руб/м3; С3 = 18 рубДтыс. кВт-ч);
Св = 6 руб/м3 и Сп = 2 руб/т, то У„і = 0,6-1106-1,4 л 1000 руб.
Как указывалось, внезапное отключение компрессоров приводит
к уменьшению межремонтного срока службы горловины конверторов
и насадки колонн синтеза аммиака. По данным эксплуатации, 10
внезапных отключений увеличивают среднегодовое число ремонтов
горловины конверторов в 1,4, а насадок в 1,2 раза.
Увеличение затрат на ремонт оборудования на одно отключение
(прямой ущерб)
уп2 = ~’1~1 Зі +	~ 1 32 = 0,043і + 0,023г,
где Зі, 32 — затраты соответственно на ремонт горловины и насадок.
142

При 3j = 10 тыс. руб. и 32 = 30 тыс. руб. У„, = 004 10 +
+ 0,02-30= 1 руб.
Общий прямой ущерб Уп = Упі + Уп2 = 1 + 1 = 2 руб.
Уменьшение межремонтного срока службы оборудования приво-
дит к уменьшению числа часов работы установок на время
АТр = 0,04ti + 0,02(2 = 0,04-180 + 0,02-480 = 16,8 ч,
где (і = 180 ч и (2 = 480 ч — время, необходимое на ремонт конвер¬
торов и колонн синтеза аммиака.
Простой установок приводит к недовыпуску продукции и, следо¬
вательно, к дополнительному ущербу; Дополнительный ущерб из-за
уменьшения межремонтного срока работы установки Ул j =
= (ЕК + И^ЛТр/Т. При определении дополнительного ущерба необ¬
ходимо учесть выпуск продукции за время доведения установки до
номинального режима, т. е. учесть время ('тех.
По рис. 6, а из условия равенства площадей ABCD = A'B'CD
находим
, _ 0,5 (По + 0,6/7 о) (тех 2
‘тех	—	= 0,8(тех2 = 0,8-0,7 = 0,56 Ч.
По
Дополнительный ущерб, вызванный перерывом технологического
процесса, определится как
Уд2 = [(ЕК + И0/Г] ((тех - ('Іех).
В цехе производства карбамида, так же как и в производстве
аммиака, посадки напряжения, вызывающие отключения компрессоров,
приводят к прямому ущербу от потерь электроэнергии, воды, пара
и дополнительному ущербу, связанному с недовыпуском продукции
за время перерыва технологического процесса.
Аварий и поломок оборудования в карбамидном производстве
при отключении электроустановок не происходит.
Подсчет прямого и дополнительного ущербов аналогичен расчету
для производства аммиака. Результаты расчета приведены в
табл. 10.
Таблица 10
Вид
ущерба
Ущерб по производствам, тыс. руб-
Ущерб в целом
по заводу,
тыс. руб-
аммиака
карбамида
аммиачной
селитры
Уп1
1
0,3
0
1,3
Уп2
1
0
0
1
Уп
2
0,3
0
2,3
Уді
13,2
0
0
13,2
Уд2
1,2
0,3
0,1
1,6
Уд
14,4
0,3
0,1
14,8
У
16,4
0,3
0,1
17,1
143

Ущерб в производстве аммиачной селитры определяется недо¬
выпуском продукции. Результаты расчета приведены в. табл. 10.
5.	СНИЖЕНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ
Определение ущерба, вызванного снижением напряжения, рассмот¬
рено на примере предприятия легкой промышленности — галантерей¬
ной фабрики.
Основными цехами предприятия являются цех фотофильмпечати
и цех сушильно-гладильных машин*. Цехи работают в две смены.
Влияние отклонения напряжения на работу цеха фотофильмпечати
Снижение напряжения приводит к понижению температуры ра¬
бочей поверхности стволов, что увеличивает длительность высыхания
красителей на ткани. Это вызывает необходимость создания интер¬
вала между операциями нанесения красок, так как накат следующего
состава рисунка на еще сырой предыдущий приводит к смазыванию
и слиянию красок на границе раздела. Интервал определяется
снижением температуры поверхности стола. Например, при снижении
напряжения на 5% интервал между нанесением красок составляет
2 мин. Поскольку средний состав рисунка пять красок, то общее
число интервалов между красками равно четырем, поэтому длитель¬
ность всего цикла возрастает на 8 мин и равна 58 мин. Следо¬
вательно, за смену выполнено не 8, а 7 циклов.
Количество недовыпущенной продукции за смену Д77 = т(ПИ — Пс),
где т — число линий; 77н, Пс — соответственно выпуск продукции при
номинальном и сниженном напряжении.
Понижение напряжения приводит также к браку и снижению
сортности изделий.
Уменьшение скорости высыхания красителей и невозможность
точной фиксации завершения просушки и установления необходимых
интервалов приводят к частичному смазыванию рисунка, слиянию
цветов на границе раздела.
Брак исправляется полным смыванием рисунка, и изделие вновь
направляется на печать.
Дополнительные затраты слагаются из затрат на стиральный
порошок, горячую и холодную воду и др.
Частично брак выявляется после запарки. Объясняется это тем,
что рабочая температура поверхности столов при снижении напря¬
жения изменяется и степень частичной фиксации различных изделий
неодинакова, поэтому поправка на время запарки не всегда соот¬
ветствует действительности. Продукция, прошедшая запарку, под¬
вергается стирке, после чего выявляются недостатки качества —
блеклость, отсутствие сочности и колоритности рисунка.
Брак продукции, прошедшей запарку, устраняется только реставра¬
тором.
* Использованы материалы исследования, выполненные Ленинградским инженерно¬
экономическим институтом им. Пальмиро Тольятти.
144

Таб ли ца 11
Вид ущерба
Снижение напряжения
иа, %
3
5
Недовыпуск продукции
98
192
Превышение брака, устраняемого:
29
64
реставрацией
9
23
вторичной печатью
20
41
Превышение выпуска продукции:
второго сорта
17
38
третьего сорта
21
47
Уменьшение выпуска продукции и данные о браке и сортности
(количество изделий) при снижении напряжения показаны в табл. 11.
Ущерб, вызванный снижением сортности, можно принять равным
уменьшению стоимости изделий: У3 = AQn, + ДС2и2, где ДСЬ ДС2 -
соответственно снижение стоимости изделий первого и второго сортов;
п1г п2 — соответственно количество изделий первого и второго сортов.
Недовыпуск продукции, вызванный снижением напряжения, компен¬
сируется сверхурочными работами.
Дополнительный ущерб, вызванный необходимостью компенсации
недовыпущенной продукции,
Уд = uq^+pQoJah + Д77 £ Сз
где Р = 1,5 — коэффициент, учитывающий увеличение оплаты работы в
сверхурочное время; С3 п — среднесуточная заработная плата производ¬
ственных рабочих, работающих сверхурочно, руб.; С3 о — среднесуточ
ная зарплата персонала, связанного с обслуживанием оборудования,
используемого при сверхурочных работах, руб.; £ С3 — дополнитель¬
ные затраты материалов, энергии, воды и др. на единицу продук¬
ции, выпускаемой при сверхурочных работах.
Влияние снижения напряжения на работу цеха
сушильно-гладильных машин
Снижение напряжения приводит к уменьшению температуры
рабочей поверхности утюга и, следовательно, к увеличению длитель¬
ности отглаживания и просушки.
Недовыпуск продукции из-за снижения скорости отглаживания
за смену
ЫІ = (і’п.н - v')t,
где гп.н — скорость отглаживания при номинальном напряжении,
м/мин; г' — скорость отглаживания при сниженном напряжении, м/мин;
t — длительность смены, мин.
145

Снижение скорости отглаживания приведет к увеличению удель¬
ного расхода электроэнергии, т. е. к прямому ущербу, определяемому
перерасходом затрат на электроэнергию.
Брака продукции в цехе гладильных машин при снижении нап¬
ряжения не происходит. Однако при снижении напряжения на 5 %
для качественной просушки необходима скорость обработки хлопчато¬
бумажных изделий 4 м/мин, и изделие приходится обрабатывать
2 раза, т. е. скорость обработки снижается до 2 м/мин.
6.	ДЛИТЕЛЬНЫЙ ПЕРЕРЫВ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
С ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕМ
В некоторых случаях из-за недостатка электрической мощности
или энергии (в особенности в электроэнергетических системах, где
основными генерирующими мощностями являются гидроэлектро¬
станции в маловодные годы) приходится останавливать энергоемкие
предприятия на консервацию.
Ущерб, вызванный остановкой на консервацию, рассмотрим на
примере алюминиевого завода.
Технико-экономические показатели завода следующие:
годовой выпуск продукции Пг = 100 тыс. т;
часовой выпуск продукции По = 11 т;
стоимость основных и оборотных средств К = 40 млн. руб.;
постоянная часть годовых издержек производства И = 10 млн. руб.;
число часов работы завода за год Т = 8760;
годовое потребление электроэнергии 1УГ = 1,7-10® кВт-ч;
часовое потребление электроэнергии 1У0 = 190 ■ ІО3 кВт ■ ч;
стоимость электроэнергии постоянного тока Сэ п =
= 11 рубДтыс. кВт-ч);
стоимость ремонта электролизных ванн Срв = 10,5 тыс. руб.;
число электролизных серий N = 4;
число ванн в серии m = 150;
сила тока серии I = 70 кА.
В отличие от внезапных перерывов в электроснабжении, когда
обслуживающий персонал не успевает принять соответствующих мер
для уменьшения прямого ущерба, при консервации завода ванны
электролизеров подготавливают к остановке. Для этого из ванн
сливают весь электролит и часть металла, а аноды всех ванн
опускают до полного соприкосновения с оставшимся металлом.
Работа ванн в послепусковой период после консервации харак¬
теризуется неустановившимся тепловым режимом, так как ванны еще
не успели прогреться. Поэтому процесс электролиза протекает с
повышенным количеством анодных эффектов и более высоким
рабочим напряжением, которые вызывают большой перерасход электро¬
энергии.
При пуске ванн после консервации их предварительно разогре¬
вают в течение 48 ч при силе тока меньше номинальной, затем
силу тока увеличивают до номинальной по определенному графику.
Такой разогрев также вызывает дополнительный расход электро¬
энергии.
146

Пуск ванн связан также с повышенным расходом фтористых
солей и криолита, которые улетучиваются при частых анодных
эффектах. Кроме того, криолит идет на образование гарнисажа.
Повышается также расход анодной массы, сгорающей при обжиге
ванн и анодных эффектах.
Металл, получаемый в ваннах в этот период, низкого качества,
так как он содержит повышенное количество фтористых солей,
загружаемых в ванну во время пуска.
Частые отключения ванн и остановка их на длительный
период приводят к резкой смене температуры футеровки, что вызы¬
вает появление трещин в угольных блоках и, следовательно,
сокращение срока службы ванн.
Годовое увеличение затрат на ремонт ванн
Зр = рСр.вт + Сэ + Сс,
где р — коэффициент, учитывающий сокращение срока службы ванн;
т' — количество отключавшихся ванн; Сэ, Сс — стоимость электро¬
энергии и сырья, израсходованных на обжиг и нагрев ванн при
пуске после ремонта.
Прямой ущерб слагается из затрат на:
электроэнергию, израсходованную на обжиг и нагрев ванн,
Зэ н в течение гтек к;
сырье, израсходованное на нормализацию работы ванн, ~3С к;
убытки от снижения сортности металла Зм к, выпущенного в
течение tTexlt;
ремонт ванн и -израсходованную при этом электроэнергию и
сырье Зр.
Прямой ущерб
Хі.к = Зэ н + Зс к + Змк + Зр.
Исследования, проведенные на заводах, останавливавшихся на
консервацию, показали, что нормализация технологического процес¬
са в этом случае продолжается tTex к = 720 ч.
Годовые затраты рабочего времени на дополнительный ремонт
ванн после остановки на консервацию или после перерыва
Іэ = 10 ч
1р И (1р. в 3- 1-гех — Чех)»
где ір.в : 288 ч — продолжительность ремонта ванн; Чех = 240 ч —
время восстановления технологического процесса при включении ванн
после ремонта; t'Tex = 120 ч — приведенное рабочее время пускового
режима.
Алюминиевые заводы большей частью не имеют возможности
форсировать технологический режим компенсации недовыпуска продук¬
ции, поэтому дополнительный ущерб, вызванный перерывом электро¬
снабжения,
ЕК + Иі
—	ѵэ + Чех + Ірем — Чех)»
147

а недовыпуск продукции
АП ~ По (t3 + tTex + tpeM t TCX).
Остановку на длительную консервацию можно использовать на
ремонт ванн, и тогда (если t3 tp^,) недовыпуск продукции за
время консервации и последующего пуска А Л = По (t, + tTex - f'тех).
Обследование алюминиевых заводов, останавливаемых на кон¬
сервацию, позволило определить перерасход глинозема 90, фтористого
алюминия 8, анодной массы 8, криолита 9 кг/т; электроэнергии
1000 кВт ■ ч, а также убытки от снижения сортности металла
3,55 руб/т в период пуска после консервации (за время гтех).
Результаты расчета ущербов, тыс. руб., алюминиевого завода
при консервации на 2160 ч следующие: Уп = 260; Уд = 4540;
У= Уп + Уд = 260 + 4540 = 4800.
Объем недовыпущенной продукции, вызванный консервацией
завода, равен 27830 т.
7.	ПЕРЕХОД НА РЕЗЕРВНУЮ СХЕМУ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
Системы электроснабжения проектируются с учетом возможности
перевода питания на резервную схему при отказе отдельных элемен¬
тов или участков сети. Это обеспечивает сохранение электроснаб¬
жения потребителя. Однако при переводе потребителя на схему
резервного питания, как правило, нарушается оптимальное (по условию
потерь) распределение электроэнергии в схеме электроснабжения.
Соответственно возрастают потери электроэнергии в системе электро¬
снабжения, что и определяет ущерб от перехода с основной
схемы на резервную.
В качестве примера определения дополнительных потерь рас¬
смотрим схемы электроснабжения на рис. 7, имея в виду, что они
предусматривают 100% резервирования.
При схеме рис. 7, а нормальное питание секций I и II осу¬
ществляется соответственно по линии Л1 или Л2 через трансфор¬
маторы Т1 или Т2.
Рис. 7. Схемы электроснабжения
148

При отказе, например, Л1 питание секции I осуществляется
от секции II. Это приводит к дополнительным потерям электро¬
энергии (ущербу) на
При схеме рис. 7,6 нормальное питание подстанций и S2
осуществляется соответственно по линии Л1 или Л2. При отказе,
например, Л1 питание подстанции осуществляется по линии Л2
и включенной линии ЛЗ.
Соответственно увеличение потерь электроэнергии (ущерб) при
выходе из строя Л1 и питания подстанции по линиям Л2, ЛЗ
Здесь St,S2 — нагрузки соответствующих секций подстанций, кВ-А;
Kt, R2, R3 — сопротивления соответствующих участков, Ом; 5ИОМ —
номинальная мощность трансформаторов, кВ-А; ДРК — приведенные
потери мощности короткого замыкания трансформаторов, кВт; —
число часов максимальных потерь за время питания по аварийному
режиму.
Примечание. Для более точного расчета следует учесть, что
для Л1, Л2 и ЛЗ значение 7^в будет разное.
8.	СНИЖЕНИЕ УЩЕРБА ОТ ПЕРЕРЫВОВ
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ЗА СЧЕТ ИЗМЕНЕНИЯ В
ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЕ И ОРГАНИЗАЦИИ
РЕМОНТНЫХ РАБОТ
Опыт эксплуатации азотно-тукового завода показывает, что основ¬
ное число случаев расстройства технологического процесса, возника¬
ющих из-за нарушений нормального электроснабжения, приходится
на кратковременные перерывы электроснабжения (несколько секунд)
и глубокие посадки напряжения продолжительностью ОД-0,6 с. Так,
на одном заводе из 22 случаев разладки технологического процесса
из-за нарушения нормального электроснабжения 16 (75%) возникло
по причине кратковременных посадок напряжения и 6 (25 %) — от
перерыва электроснабжения со средней продолжительностью около
48 мин. Несмотря на кратковременность посадок напряжения, они
вызвали годовой перерыв технологического процесса на 52 ч при
общей годовой продолжительности перерывов технологического про¬
цесса от всех случаев нарушения нормального электроснабжения 114 ч.
На рассматриваемом заводе посадки напряжения приводят к зна¬
чительному ущербу (17,1 тыс. руб.), основная часть которого
(16,4 тыс. руб., или 95 %) приходится на производство аммиака.
Из общего ущерба аммиачного производства более 80 % (13,2 тыс. руб.)
149

составляет ущерб из-за потерь рабочего времени на ремонт обору¬
дования и установок, повреждающихся из-за внезапных остановок
компрессоров.
Анализ данных по ущербу от кратковременных нарушений нор¬
мального электроснабжения позволяет наметить следующие пути сни¬
жения ущерба: уменьшить число возможных случаев - посадки напря¬
жения, увеличить зону устойчивости работы синхронных двигателей
при кратковременных перерывах и посадках напряжения, снизить
повреждения оборудования при внезапных отключениях компрессоров,
уменьшить продолжительность ремонта, ускорить .ввод оборудования
в действие.
На одном из заводов проведенные мероприятия по изменению
схемы внешнего электроснабжения позволили резко сократить коли¬
чество посадок напряжения на шинах 6 кВ при аварийных режимах
во внешней сети 220 кВ. Упорядочение защит синхронных двигателей,
согласование технологической защиты с зоной устойчивой работы
синхронных двигателей и другие мероприятия позволили увеличить
зону устойчивой работы двигателей и технологических установок при
посадках напряжения от 0,17 до 0,3 с.
Ускорение ремонта технологического оборудования снижает раз¬
мер ущерба. Поэтому если возможно ускорение ремонта за счет
удорожания производства ремонта, то, как правило, это оправдывается.
Так, на рассматриваемом заводе уменьшение срока ремонта установок
на 50% при удорожании ремонтных работ в 3 раза снизило ущерб
(с учетом увеличения затрат на ремонт) на 28 %.
Анализ ущерба от перерыва электроснабжения показывает, что
основной составляющей его является дополнительный ущерб, опреде¬
ляемый длительностью перерыва электроснабжения и временем дове¬
дения технологического процесса до номинального режима. В связи
с этим можно наметить следующие направления снижения ущерба
от перерывов электроснабжения: уменьшение числа перерывов электро¬
снабжения, снижение длительности его перерывов, ускорение пуска
и доведение технологического процесса до номинального, повышение
инерционности технологических установок (увеличение минимальной
продолжительности перерыва электроснабжения, приводящего к появ¬
лению ущерба), снижение зависимости нормальной работы последую¬
щих ступеней технологического процесса при перерывах электро¬
снабжения предшествующих участков.
Уменьшение числа перерывов электроснабжения в рассматрива¬
емом случае возможно за счет повышения надежности оборудования
и схемы электроснабжения, а также повышения резерва и его авто¬
матического включения. Снижение длительности перерывов электро¬
снабжения может быть достигнуто благодаря повышению ремонто¬
пригодности всей схемы электроснабжения или отдельных ее участков
и звеньев. Это в равной степени относится и к характеристике
ремонтопригодности самого оборудования и схемы электроснабжения,
а также к организации службы эксплуатации и ремонта электро¬
оборудования.
Ускорение пуска и доведения технологического процесса до номи¬
нального режима и повышение инерционности технологических уста-
150

новок (увеличение t0) в большой мере определяются самой техноло¬
гией процессов и изменениями, которые можно в нее внести. Увели¬
чением вместимости склада аммиака можно, например, снизить зависи¬
мость производства слабой азотной кислоты от простоя цеха произ¬
водства аммиака.
УТВЕРЖДЕНО
ВНИПИэнергопромом
12 марта 1984 г.
УТВЕРЖДЕНО
Г лавгосэнергонадзором
Минэнерго СССР
29 марта 1984 г.
23.	ПРАВИЛА УЧЕТА ОТПУСКА
ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ
Настоящие Правила предназначены для персонала групп учета
предприятий, связанных с выработкой, транспортированием и потреб¬
лением тепловой энергии.
Правила обязательны для энергоснабжающих организаций и пот¬
ребителей тепловой энергии независимо от их ведомственной при¬
надлежности. С выпуском настоящих Правил прекращает свое действие
«Инструкция по учету отпуска тепла электростанциям и предприятиям
тепловых сетей» («Энергия», 1976).
1.	ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1.	Настоящие Правила определяют порядок учета тепловой энер¬
гии, отпускаемой энергоснабжающей организацией потребителям, в ко¬
личественных и качественных показателях, которые являются основа¬
нием для коммерческих взаиморасчетов.
1.2.	Под энергоснабжающей организацией понимаются организа¬
ции, на балансе которых находятся эксплуатируемые ими источники
теплоты и тепловые сети, имеющие границу ответственности с пот¬
ребителями.
Энергоснабжающей организацией являются:
а)	в системе Минэнерго СССР при реализации тепловой энергии
непосредственно или через энергонадзоры:
предприятия тепловых сетей (ПТС);
электростанции, имеющие цех тепловых сетей;
электростанции, отпускающие тепловую энергию непосредственно
в тепловые сети потребителей;
б)	в системе Минкоммунхоза — предприятия тепловых сетей и
объединенных котельных (ПОК);
в)	в системе других министерств и ведомств:
предприятия, отпускающие тепловую энергию от своих тепловых
сетей или непосредственно от своих источников теплоты;
отделы или цехи предприятий, эксплуатирующих находящиеся
у них на балансе тепловые сети и имеющие границу ответственности
непосредственно с источником теплоты.
151

Государственный энергетический надзор осуществляют предприя¬
тия энергонадзора энергосистем в соответствии с положением «О го¬
сударственном энергетическом надзоре в СССР», утвержденным поста¬
новлением Совета Министров СССР от 4 ноября 1983 г.
1.3.	Учет отпуска тепловой энергии от источников теплоты и теп¬
ловых сетей потребителям организуется в пелях:
осуществления хозрасчетных (финансовых) отношений между энер¬
госнабжающими организациями и потребителями тепловой энергии;
контроля за тепловым и гидравлическим режимом работы систе¬
мы теплоснабжения;
контроля за рациональным использованием тепловой энергии;
снижения потерь тепловой энергии через изоляцию трубопрово¬
дов и с утечкой теплоносителя;
составления и анализа отчетных энергобалансов энергоснабжаю¬
щих предприятий;
организации системы материального поощрения работников пред¬
приятий за рациональное использование и экономию тепловой энер¬
гии;
определения повышенной платы за нарушение лимитов и режи¬
мов теплопотребления;
планирования учета и анализа энергетической составляющей себе¬
стоимости различных видов продукции;
начисления надбавок к тарифу и скидок с него за тепловую
энергию при возврате конденсата.
1.4.	Руководители энергоснабжающих организаций и потребители
обязаны постоянно анализировать материалы учета отпуска и потреб¬
ления тепловой энергии для разработки и осуществления мероприятий
по снижению потерь тепловой энергии и утечки теплоносителя,
экономии топлива и тепловой энергии, а также по снижению удель¬
ного расхода электроэнергии при транспортировании тепловой
энергии.
1.5.	Эксплуатационные службы энергоснабжающих организаций
обязаны постоянно анализировать материалы учета отпуска и потреб¬
ления тепловой энергии для контроля за тепловым и гидравличе¬
ским режимами работы системы теплоснабжения.
1.6.	В настоящих Правилах использованы рекомендации «Общих
положений о порядке учета и контроля расхода топлива, электриче¬
ской и тепловой энергии для промышленных, транспортных, сельско¬
хозяйственных и коммунально-бытовых предприятий и организаций»
(1981 г.), которые утверждены Государственным комитетом СССР по
науке и технике, Госпланом СССР, Госстандартом СССР и согласо¬
ваны с Госстроем СССР и ЦСУ СССР.
В соответствии с задачами коммерческого учета, определенными
Общими положениями, в Правилах коммерческий, учет отпуска теп¬
ловой энергии предусматривается общим, без разделения его по
видам теплопотребления.
При организации внутрипроизводственного учета необходимо ру¬
ководствоваться соответствующими указаниями Общих положений.
1.7.	Системы теплопотребления всех потребителей тепловой энер¬
гии должны быть обеспечены необходимыми приборами учета для
152

расчетов за тепловую энергию с энергоснабжающей организацией.
Приборы учета для расчетов за тепловую энергию следует устанавли¬
вать в соответствии с требованиями, изложенными в Правилах.
1.8.	Основой учета отпуска и потребления тепловой энергии дол¬
жен быть узел учета расхода тепловой энергии и контроля пара¬
метров теплоносителя, оборудованный самопишущими регистрирую¬
щими расходомерами и приборами для измерения и регистрации
температуры и давления и теплосчетчиками. В первую очередь должны
устанавливаться приборы учета: теплосчетчики, регистрирующие и
самопишущие приборы расходами, температуру
1.9.	По способу учета тепловой энергии потребители подразде¬
ляются на три группы (см. разд. 3).
У потребителей I группы отпуск тепловой энергии учитывают
приборным способом, П группы — приборно-расчетным, III группы —
расчетным. У потребителей II и III групп расчет производят по
данным водяного и теплового балансов системы теплоснабжения. Учет
отпуска тепловой энергии приборно-расчетным и расчетным спосо¬
бами допускается в порядке исключения.
1.10.	Для потребителей I группы установка приборов учета и
контроля в объеме, оговоренном Правилами, является обязательной.
1.11.	Для жилых, общественных и коммунально-бытовых потреби¬
телей II группы допускается установка на тепловых пунктах сумми¬
рующих водомеров для фиксации расходов сетевой воды При отсут¬
ствии на тепловом пункте потребителя II группы любого из оговорен¬
ных Правилами водомеров этот потребитель переходит в III группу.
1.12.	Установка приборов учета и отбор параметров необходимо
выполнять в соответствии с «Правилами измерения расхода газов
и жидкостей стандартными сужающими устройствами» РД50-213-80
(Издательство стандартов, 1982).
1.13.	При организации учета отпуска тепловой энергии жилым,
общественным и коммунально-бытовым потребителям при наличии
технической возможности можно устраивать объединенные кварталь¬
ные узлы учета, общие для нескольких потребителей. Такие узлы
должны отвечать требованиям, установленным для потребителей
I группы.
1.14.	Основывать коммерческий учет отпуска тепловой энергии
на данных записи показывающих приборов не допускается.
1.15.	Непроизводительная утечка сетевой воды в системе тепло¬
снабжения распределяется между энергоснабжающей организацией и
потребителем пропорционально объему тепловых сетей и местных
систем теплопотребления в соответствии с их балансовой при¬
надлежностью. Производительная утечка — потери сетевой воды из
тепловых сетей и местных систем теплопотребления во время ремонта,
опрессовки, испытаний, промывки и заполнения новых систем —
определяется на основании соответствующих актов.
1.16.	При использовании в системе учета отпуска тепловой энер¬
гии ЭВМ алгоритм расчета должен быть составлен в соответствии
с положениями Правил.
1.17.	При выполнении расчетов, связанных с учетом отпуска и
потребления тепловой энергии, допускается пользоваться только°теми
153

справочными данными о теплофизических свойствах теплоносителей,
которые аттестованы Госстандартом.
1.18.	Терминология и определения приняты в соответствии с
ГОСТ 19431-74.
Единицы физических величин приняты в соответствии с ГОСТ
8.417 — 81 по Международной системе единиц (СИ). В скобках приве¬
дены также единицы, в которых отградуированы средства измерения,
установленные в настоящее время на источниках теплоты и предприя¬
тиях тепловых сетей. Соотношения их с единицами СИ приведены
в приложении 1.
Рисунки выполнены в соответствии с ГОСТ 21403 — 80, 2.780 — 68,
2.782 — 68 и ОСТ 36-27 — 77. Условные графические обозначения даны
в приложении 1.
1.19.	В формулах величины имеют следующие единицы:
температура — °C;
продолжительность, время — ч;
количество воды, конденсата, пара — т;
количество тепловой энергии — ГДж (Гкал).
2.	УЧЕТ ОТПУСКА ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ ОТ ИСТОЧНИКОВ
ТЕПЛОТЫ
2.1.	ОРГАНИЗАЦИЯ УЧЕТА
2.1.1.	Под источниками теплоты понимаются теплоэлектроцент¬
рали (ТЭЦ), государственные районные электростанции (ГРЭС), атом¬
ные электростанции и станции теплоснабжения (АЭС, АТЭЦ И ACT),
передвижные и плавучие электростанции, паровые и водогрейные
котельные, передвижные котельные и другие теплогенерирующие
установки.
2.1.2.	Фактическое значение суточного отпуска тепловой энергии
определяет производственно-технический отдел (группа учета) источни¬
ка теплоты на основании показаний приборов по каждой магистрали.
После обработки диаграмм данные об отпуске тепловой энергии
по каждой магистрали вносятся в ведомость учета суточного отпуска
тепловой энергии (приложение 2, форма 1). Затем эти данные должны
быть сообщены в энергоснабжающую организацию, где они заносят¬
ся в ведомость (приложение 2, форма 2) учета суточного отпуска
тепловой энергии энергоснабжающей организацией.
2.1.3.	Данные ведомости учета суточного отпуска тепловой энергии
являются основанием для расчета месячного отпуска. Такой расчет
должен быть оформлен двусторонним актом (приложение 2, форма 3).
Акт подписывают представители источника теплоты и энергоснаб¬
жающей организации.
2.1.4.	При наличии отходящей от источника теплоты магистрали,
находящейся на балансе отдельного потребителя, учет отпуска тепло¬
вой энергии по ней производится по приборам учета, установлен¬
ным на источнике теплоты. На тепловом пункте этого потребителя
устанавливаются приборы для контроля параметров теплоносителя.
154

Данные об отпуске тепловой энергии по каждой такой магистрали
должны быть выделены в акте (приложение 2, форма 3) в раздел Е.
2.1.5.	Два раза в год представитель источника теплоты сов¬
местно с представителями энергоснабжающей организации и энерго¬
надзора обязаны производить эксплуатационную проверку контроль¬
но-измерительных приборов и схем их включения, а также точности
учета отпуска тепловой энергии для своевременного обнаружения
неисправности приборов учета. Такую проверку следует проводить
и в том случае, если ее потребует энергоснабжающая организация
или энергонадзор.
Результаты периодической проверки приборов учета должны быть
отражены в двустороннем акте, составленном представителями источ¬
ника теплоты, энергоснабжающей организации или энергонадзора.
2.1.6.	Установку, замену, проверку приборов учета отпуска тепло¬
вой энергии и датчиков к ним (сужающих устройств, термометров
сопротивлений и т. п.) на источнике теплоты производит персонал
источника теплоты в присутствии представителя энергоснабжающей
организации.
2.1.7.	Центральный тепловой пункт потребителей тепловой энергии
промышленной площадки источника теплоты должен быть оборудо¬
ван приборами учета в соответствии с указаниями, приведенными
в подразделе 3.2, как центральный тепловой пункт промышленного
предприятия.
Центральный тепловой пункт жилого поселка источника теплоты
следует оборудовать приборами учета в соответствии с указаниями,
приведенными в подразделе 3.3, как городской центральный тепловой
пункт.
2.2.	УЧЕТ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ, ОТПУСКАЕМОЙ ПО
ВОДЯНЫМ ТЕПЛОВЫМ СЕТЯМ
2.2.1.	Каждая водяная магистраль, отходящая от источника теп¬
лоты, независимо от диаметра трубопроводов, протяженности и под¬
ключенной нагрузки должна быть оборудована следующими регистри¬
рующими самопишущими приборами на подающем и обратном тру¬
бопроводах для регистрации и измерения в них параметров сетевой
воды:
расходомерами;
средствами измерения температуры;
манометрами.
Водоподогревательная установка источника теплоты должна быть
оборудована сумматорами количества тепловой энергии (теплосчет¬
чиками) с обязательным учетом температуры холодной воды.
На источнике теплоты должны быть установлены регистрирующие
и самопишущие средства для измерения и регистрации температуры
воды в источнике холодного водоснабжения.
2.2.2.	Если в схеме выводных коллекторов водоподогревательной
установки источника теплоты имеются общие участки на подающем
и обратном трубопроводах, по которым транспортируется весь поток
155

нагретой воды, отходящей от источника теплоты перед поступлением
ее в магистрали и возвращающейся от них, то теплосчетчики до¬
пускается устанавливать на этих участках (рис. 2.1, а). Теплосчетчики
следует устанавливать на подающем и обратном трубопроводах.
2.2.3.	Если общего участка нет, теплосчетчики необходимо обо¬
рудовать на каждой магистрали, отходящей от источника теплоты,
на подающем и обратном трубопроводах (рис. 2.1,6).
Отпуск тепловой энергии за отчетный период определяется как
сумма расходов тепловой энергии по магистралям, определенных по
показаниям теплосчетчиков.
2.2.4.	Приборы учета, установленные на обратном трубопроводе
магистралей, должны находиться до места присоединения подпитки
(по ходу воды в обратном трубопроводе).
2.2.5.	На подпиточном трубопроводе должен быть установлен ре¬
гистрирующий самопишущий расходомер для измерения и регистра¬
ции расхода подпиточной воды. На трубопроводе подпитки холодной
воды также должен быть установлен регистрирующий самопишущий
расходомер.
2.2.6.	При отсутствии теплосчетчиков и наличии нескольких ма¬
гистралей, отходящих от общих коллекторов (рис. 2.2,6), отпуск теп¬
ловой энергии по каждой магистрали определяется по показаниям
самопишущих регистрирующих приборов
Q = с [Gt (г, - гхв) - G2 (tl - tX B)] IO’3,	(2.1)
где с — удельная теплоемкость, кДж/(кг • °C) [ккал/(кг • С°], здесь и
далее с = 4,1868 к Дж/(кг • °C) = 1 ккалДкг ■ °C); Gt, G2 — количест¬
во воды по показаниям регистр рующих расходомеров* соот¬
ветственно в подающем и обратном трубопроводе за соответствую¬
щий отчетный период; tlt t2 — средняя температура сетевой воды за
соответствующий отчетный период по показаниям регистрирующих и
самопишущих средств измерения температуры в подающем и обрат¬
ном трубопроводах; гх в — средняя за отчетный период температура
холодной воды в источнике холодного водоснабжения.
2.2.7.	При отсутствии теплосчетчиков и наличии только одной
магистрали, отходящей от источника теплоты (рис. 2.2, а), факти¬
ческий отпуск тепловой энергии по этой магистрали определяется
по показаниям самопишущих регистрирующих приборов
e = c(G1Z1-G2t2-GntXB)10-3,	(2.2)
где Gn — количество воды по показаниям регистрирующего расходо¬
мера в подпиточном трубопроводе за отчетный период.
При неисправном расходомере на подающем трубопроводе отпуск
тепловой энергии определяется по формуле
Q = c[G2 (t, - t2) + G„ (tl - tx. „)] IO" 3.	(2.3)
• Здесь и далее имеется в виду действительное (фактическое) количество воды (а далее
пара и конденсата), определенное с учетом поправочных множителей, принятых в соответ¬
ствии с РД50-213-80 (Издательство стандартов, 1980).
156

(FR\
ГГЕ\
(^R\
-(те)-
FR
Магистраль!
ТЕ
В теплосеть
Магистраль 2
Тк
Ft
Магистраль!
Водопровод .
-+—
Из теплосети.
Магистраль2
а)
PR
Магистраль!
В теплосеть
Магистраль 2
Магистраль!
Из теплосети
Магистраль 2
	1
Водопровод
ТЕ )—+	+—
Рис. 2.1
б)
157

Рис. 2.2
При неисправном расходомере на обратном трубопроводе отпуск
тепловой энергии определяется по формуле
Q = с [Gj (н — t2) + Gn(t2 — £х.в)] 10 3.	(2.4)
При неисправном расходомере, установленном на подпиточном
трубопроводе, отпуск тепловой энергии определяется по (2.1).
158

2.3.	УЧЕТ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ, ОТПУСКАЕМОЙ ПО
ПАРОВЫМ ТЕПЛОВЫМ СЕТЯМ
2.3.1.	Каждая паровая магистраль, отходящая от источника теп¬
лоты, независимо от диаметра трубопроводов^ протяженности и под¬
ключенной нагрузки должна быть оборудована приборами:
а)	на паро- и конденсатопроводе — регистрирующими и самопи¬
шущими для измерения и регистрации параметров пара и конденсата:
расходомерами,
средствами измерения температуры,
манометрами;
б)	теплосчетчиками * с обязательным учетом температуры холод¬
ной воды;
в)	регистрирующим самопишущим средством измерения и регист¬
рации температуры холодной воды.
2.3.2.	Если в схеме источника теплоты имеются общие участки
паро- и конденсатопровода, по которым транспортируется весь поток
пара перед поступлением его в магистрали и весь поток конденсата,
поступающий из отдельных конденсатопроводов, теплосчетчики до¬
пускается устанавливать на этих участках (рис. 2.3, а). Это положение
относится к тем случаям, когда дросселирование давления пара по
отдельным магистралям, отходящим от общего коллектора, не произ¬
водится или производится с помощью редукционной установки (РУ).
2.3.3.	Если общих участков не имеется или они имеются, но
дросселирование на отдельных магистралях производится с помощью
редукционно-охладительных установок (РОУ), теплосчетчики следует
оборудовать на каждой магистрали после РОУ по ходѵ папа
(рис. 2.3,6).	Р
Отпуск тепловой энергии с паром за отчетный период определи-
етоя как сумма ее расходов по магистралям, определенных по пока¬
заниям теплосчетчиков.
2.3.4.	При отсутствии теплосчетчиков в узле учета и контроля
отпуск тепловой энергии определяется по показаниям регистрирую¬
щих самопишущих приборов (рис. 2.4).
Для коммерческих расчетов определяется раздельно количество
тепловой энергии, отпущенное с паром и возвращенное с конден¬
сатом.
Отпуск тепловой энергии с паром за отчетный период
en = B(in-ctXB)10-3,	(2.5)
где D — количество отпущенного пара за отчетный период по пока¬
заниям регистрирующего расходомера; іп — средняя энтальпия пара
за отчетный период, кДж/кг (ккал/кг).
иосгД^^- теплосчетчиков для пара предусматривается после освоения промышлеи-
°ТПУСК Т”Й ЭНерГИИ "е“м° <»~ть
159

Бак сбора,
конденсата
Магистраль 2
а)
Рис. 2.3
160

Количество тепловой энергии, возвращенной с конденсатом,
& = сСк(»к-Гх.в)Ю-3,	(2.6)
где GK — количество возвращенного за отчетный период конденсата
по показаниям регистрирующего расходомера; tx — средняя темпера¬
тура возвращаемого конденсата за отчетный период.
Количество отпущенной за сутки тепловой энергии, характеризу¬
ющее плановый, лимитный или договорный отпуск, а также участву¬
ющее в тепловом балансе источника теплоты,
Q = [Яп - сбл - (D - GJ ctX B] ІО-3.	(2.7)
3.	УЧЕТ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ, ПОЛУЧЕННОЙ
ПОТРЕБИТЕЛЯМИ, ПОДКЛЮЧЕННЫМИ К ТЕПЛОВОЙ СЕТИ
3.1.	ОРГАНИЗАЦИЯ УЧЕТА
3.1.1.	Потребители тепловой энергии, подключенные к водяным
тепловым сетям, по методу ее учета и потребления подразделяются
на три группы.
К I группе относятся жилые, общественные и коммунально¬
бытовые потребители тепловой энергии, суммарная расчетная тепловая
нагрузка которых (на отопление, вентиляцию и горячее водоснабже¬
ние) или расчетная нагрузка одного из видов теплопотребления не
менее 2,33 МВт. (2 Гкал/ч), а также следующие потребители тепловой
энергии независимо от их расчетной тепловой нагрузки:
а)	промышленные предприятия;
б)	центральные или квартальные тепловые пункты (ЦТП) жилых
или административных районов и учебных комплексов;
6 Инструктивные материалы
161

в)	контрольно-распределительные пункты (КРП);
г)	спортивные комплексы (стадионы, плавательные бассейны
и т. п.).
Ко II группе относятся городские потребители тепловой энергии,
суммарная расчетная нагрузка которых ниже 2,33 МВт (2 Гкал/ч),
не перечисленные в составе I группы учета.
К III группе потребителей (с временным отсутствием приборов
учета) относятся:
а)	потребители тепловой энергии, системы теплопотребления ко¬
торых подключены к тепловой сети по временной схеме на срок
до 6 мес.;
б)	потребители I и II групп, оборудованные приборами учета при
неисправности и выводе их в ремонт на срок, превышающий 15 сут.
3.1.2.	Потребители тепловой энергии, подключенные к паровым
тепловым сетям, подразделяются на три группы учета.
К I группе относятся все постоянные промышленные потребители
независимо от значения тепловой нагрузки и другие потребители
с расчетной нагрузкой не менее 2,33 МВт (2 Гкал/ч).
Ко II группе относятся постоянные потребители тепловой энергии,
не относящиеся к I группе, с расчетной нагрузкой 0,58 МВт
(0,5 Гкал/ч) — 2,33 МВт (2 Гкал/ч).
К Ш группе относятся потребители пара с тепловой нагрузкой
менее 0,58 МВт (0,5 Гкал/ч), а также временные потребители со
сроком теплоиспользования менее 3 мес. Кроме того, к III группе
учета временно причисляются потребители тепловой энергии, у кото¬
рых оказались неисправными приборы учета.
3.1.3.	Потребители, тепловые пункты которых к моменту начала
теплопользования не укомплектованы необходимыми приборами уче¬
та, временно, с особого разрешения руководителя энергоснабжающей
организации, причисляются к III группе. При этом в разрешении
должен быть точно оговорен срок оборудования теплового узла
приборами учета.
3.1.4.	В соответствии с требованиями «Правил пользования элект¬
рической и тепловой энергией» (Энергоиздат, 1982) приборами учета
тепловой энергии должны быть оборудованы системы теплопотребле¬
ния всех потребителей на границе раздела тепловых сетей энерго¬
снабжающей организации и потребителя. Кроме того, в соответствии
с требованием «Правил технической эксплуатации теплоиспользующих
установок и тепловых сетей» («Энергия», 1973) тепловой пункт, под¬
ключенный к водяной тепловой сети, должен быть оборудован водо¬
мером на обводе основной задвижки обратного или подающего
трубопровода для контроля плотности.
При подключении теплового пункта представитель района энерго¬
снабжающей организации должен в присутствии ответственного пред¬
ставителя потребителя произвести технический осмотр приборов и о
результатах осмотра составить акт (приложение 2, форма 5).
При осмотре необходимо обращать внимание на следующие
несоответствия:
а)	приборов, входящих в состав расходомеров или теплосчетчи¬
ков (включая средства измерения давления и температуры) — приве¬
162

денным в проекте, согласованном с энергоснабжающей организацией;
б)	параметров приборов — расчетным параметрам теплоносителя
(расходу, давлению, температуре);
в)	монтажа средств измерения и комплектующих изделий *, входя¬
щих в состав расходомера переменного перепада,—требованиям
РД50-213 —80 (Издательство стандартов, 1982), заводских инструкций
по эксплуатации и технических описаний;
г)	сужающих устройств (в виде диафрагм) — требованиям ГОСТ
14321—73 и 14322—77, а вварных сужающих устройств — ОСТ
108.839.06 - 82, 108.839.07 - 82, 108.839.09 - 82 и др.;
д)	уравнительных и разделительных сосудов — требованиям
ОСТ 25.1160 - 84;
е)	монтажа скоростных водомеров — требованиям заводских инст¬
рукций по эксплуатации;
ж)	установки средств измерения давления и температуры — тре¬
бованиям действующих заводских инструкций по эксплуатации, техни¬
ческих описаний, технических условий на монтаж и др.;
з)	защитной арматуры — тину и размеру используемого термо¬
метра сопротивления, а также на допустимость применения выбран¬
ного типа защитной арматуры при расчетной скорости потока тепло¬
носителя, имеющей место в трубопроводе; длины рабочей (погружа¬
емой) части термопреобразователя сопротивления — диаметру трубо¬
провода, на котором он устанавливается (при внутреннем диаметре
трубопровода до 100—150 мм для установки термопреобразователя
сопротивления обязательно применение расширителя трубопровода).
Необходимо также проверить наличие:
а)	актов на выполнение скрытых работ по монтажу сужающих
устройств к расходомерам переменного перепада и к дифманометрам-
расходомерам, входящим в комплекты теплосчетчиков (приложение 2,
форма 10);
б)	клейма государственной поверки или свидетельства о государ¬
ственной поверке;
в)	паспортов на расходомеры переменного перепада, скоростные
водомеры и другие средства измерения (давления и температуры),
а также проверенных в органах Госстандарта СССР расчетов сужа¬
ющих устройств.
3.1.5.	Один раз в 1 мес в соответствии с утвержденным гра¬
фиком представитель энергоснабжающей организации в присутствии
представителя потребителя тепловой энергии должен произвести тех¬
нический осмотр приборов учета тепловой энергии на тепловом
пункте потребителя. Во время осмотра самопишущих приборов
и теплосчетчиков проверяется:
а)	сохранность пломб государственной поверки;
б)	отсутствие зазоров в соединительных и импульсных линиях,
а также плотность этих линий и всех сальниковых и фланцевых
соединений арматуры и приборов;
* Под комплектующими изделиями понимаются трубопровод до и после сужающих
устройств, камеры, фланцевые соединения, уравнительные и разделительные сосуды, импульс¬
ные линии и др.
6*
163

в)	правильность установки указывающей стрелки прибора и отмет¬
чика (пера) пишущего устройства на ноль при снятии импульса (для
самопишущих приборов);
г)	точность работы интеграторов (суммирующих счетчиков) и иден¬
тичность записи отметчиков самопишущих приборов с показаниями
контрольных показывающих приборов (для самопишущих приборов);
д)	соответствие показаний теплосчетчиков данным, полученным
на основании показаний самопишущих приборов.
Непосредственно после технического осмотра представитель энер¬
госнабжающей организации должен снять показания с суммирующих
приборов учета (теплосчетчиков и водомеров).
Кроме того, он должен выборочно проверить расчеты, выполнен¬
ные персоналом каждого потребителя при обработке диаграмм само¬
пишущих приборов, и сличить итоговые данные этих расчетов с запи¬
сями в журнале теплового пункта и ведомости учета суточного
отпуска тепловой энергии.
3.1.6.	Ответственность за состояние и сохранность контрольно¬
измерительных приборов несет потребитель тепловой энергии. Он же
обязан принимать меры к предотвращению их порчи или поломки.
При обнаружении повреждения прибора или возникновении сомнения
в правильности его показаний потребитель обязан немедленно извес¬
тить об этом энергоснабжающую организацию.
3.1.7.	Диаграммы самопишущих приборов учета расхода тепловой
энергии, установленных на тепловых пунктах потребителей, должен
снимать и обрабатывать персонал потребителя.
Результаты обработки диаграмм и расчета персонал должен зано¬
сить в журнал учета потребления тепловой энергии (приложение 2,
форма 6 или 7) и в установленные сроки и время передавать по
телефону в группу учета тепловой энергии энергоснабжающей орга¬
низации.
В группе учета данные телефонных докладов потребителей заносят
в ведомости учета расхода тепловой энергии потребителями за
текущий месяц (приложение 2, форма 8).
Диаграммы самопишущих приборов учета передаются в группу
учета энергоснабжающей организации и хранятся в ней в виде месяч¬
ных подшивок в течение 1 года.
3.1.8.	Месячный отпуск тепловой энергии потребителям для ком¬
мерческого учета рассчитывает группа учета энергоснабжающей орга¬
низации на основании записей в ведомостях учета расхода тепловой
энергии.
Группы учета ПТС для правильного составления отчета о рас¬
ходе тепловой энергии должны еженедельно составлять балансы рас¬
ходов сетевой воды, пара, возвращаемого конденсата по данным ТЭЦ
и всех потребителей.
3.1.9.	При выводе в ремонт приборов учета отпуска тепловой
энергии на срок, не превышающий половины расчетного периода
(15 сут), теплопотребление независимо от вида потребителя (промыш¬
ленный или городской) определяется в соответствии с п. 3.2.5.
При неисправности приборов более 15 сут теплопотребление
определяется, как при временном отсутствии приборов учета, и рас-
164

считывается в соответствии с указаниями, приведенными в разд. 5.
3.1.10.	Если источник теплоты и потребители имеют различные
источники холодного водоснабжения с различной температурой воды,
при расчете отпуска тепловой энергии потребителю температуру
холодной воды следует принимать по данным источника теплоты.
Если узлы учета таких потребителей оборудованы теплосчетчиками,
температуру холодной воды допускается принимать по данным источ¬
ника холодного водоснабжения потребителя.
3.2.	УЧЕТ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ, ОТПУСКАЕМОЙ
ПРОМЫШЛЕННЫМ ПРЕДПРИЯТИЯМ (I ГРУППА УЧЕТА)
Потребители, подключенные к водяной тепловой сети
3.2.1.	Центральные тепловые пункты промышленных потребителей
тепловой энергии в открытых и закрытых системах теплоснабжения
должны быть оборудованы (рис. 3.1, в) приборами на подающем и
обратном трубопроводах:
а)	регистрирующими са,мопишущими для измерения и регистра¬
ции параметров сетевой воды в обоих трубопроводах:
расходомерами,
средствами измерения температуры,
манометрами;
б)	теплосчетчиками с обязательным учетом температуры холодной
воды; при отсутствии теплосчетчиков — регистрирующими самопишу¬
щими средствами измерения и регистрации температуры холодной
воды у потребителей, имеющих тот же источник холодного водоснаб¬
жения, что и источник теплоты (рис. 3.1,6).
3.2.2.	Центральные тепловые пункты промышленных потребителей
тепловой энергии в закрытых системах теплоснабжения, ранее обо¬
рудованные одним расходомером или теплосчетчиком, установленным
на подающем или обратном трубопроводе, должны быть доукомплек¬
тованы приборами учета отпуска тепловой энергии до объема,
оговоренного в п. 3.2.1.
3.2.3.	Фактический отпуск тепловой энергии за отчетный период
потребителю, узел учета которого оборудован двумя теплосчетчиками
(на подающем и обратном трубопроводах), определяется по разности
показаний теплосчетчиков в конце и начале отчетного периода.
Для потребителей в закрытой системе теплоснабжения, узел учета
которого ранее был оборудован одним теплосчетчиком, установлен¬
ным на подающем или обратном трубопроводе временно, до момента
укомплектования его приборами учета в полном объеме, оговорен¬
ном в п. 3.2.1, допускается определять фактический отпуск тепловой
энергии за отчетный период по формуле
G1 =	+ AGJt. Пр,	(3.1)
где Q|c — отпуск тепловой энергии за отчетный период, определенный
по разнице показаний теплосчетчика в конце и начале отчетного пе¬
риода; ДСут — потери тепловой энергии с непроизводительной утечкой
за отчетный период из тепловой сети, расположенной за узлом учета
165

Из наружной,
теплосети.
Рис. 3.1
данного потребителя I группы и присоединенных к ней местных
систем теплопотребления;
для теплосчетчика, установленного на подающем трубопроводе,
деіг=се?г(<2ср-^в)іо-3;	(3.2)
для теплосчетчика, установленного на обратном трубопроводе,
Дбрт = с<3?т(«?’ - <х.в) И’3;	(3.2а)
іір — средняя за отчетный период температура воды в подающем
трубопроводе на узле учета данного потребителя I группы по пока¬
заниям приборов; <£₽ — средняя за отчетный период температура воды
в обратном трубопроводе на узле учета данного потребителя I группы
по показаниям приборов; — часть общей непроизводительной
утечки по системе теплоснабжения за отчетный период, отнесенная
166

к данному потребителю в соответствии с объемом тепловых сетей
и местных систем теплопотребления, расположенных за его узлом
учета (пп. 3 и 4 приложения 1); Ag^ пр — потери тепловой энергии
с производительной .утечкой у данного потребителя I группы, опреде¬
ляются по актам. Форма одного из актов (на наполнение) приведена
_в приложении 2 (см. форму 9).
3.2.4.	При отсутствии теплосчетчиков отпуск тепловой энергии за
отчетный период для тепловых пунктов с двумя расходомерами,
установленными на подающем и обратном трубопроводах, определя¬
ется по показаниям самопишущих регистрирующих приборов
б1 = e[G1I(ticp - tx.B) -	- t„.„)] IO'3,	(3.3)
где Gj, G^ — количество воды за отчетный период соответственно
по подающему и обратному трубопроводу в узле учета по показа¬
ниям приборов.
Для тепловых пунктов с ранее установленным одним расходоме¬
ром на подающем или обратном трубопроводе, временно, до момента
укомплектования его приборами учета в полном объеме, оговорен¬
ном в п. 3.2.1, допускается определять отпуск тепловой энергии по
формуле
е1=cGhtfp -1?) ю-3 + де*. + де}тпр. (з.4)
Значение AQ^ определяется по (3.2) или (3.2а) в зависимости от
места установки расходомера; AQjrr np определяется по актам (прило¬
жение 2).
3.2.5.	При выводе приборов учета в ремонт из-за неисправности,
если время отключения приборов не превышало половины расчет¬
ного периода (15 сут), теплопотребление за каждые сутки после прекра¬
щения работы приборов принимается равным среднесуточному рас¬
ходу тепловой энергии Gcp за последние 3 сут, предшествующих
отключению приборов.
С учетом поправки на изменение температуры наружного воздуха
в период после отключения приборов расход тепловой энергии сле¬
дует определять по формуле
e' = eIcpf—Чь	(ад
гвн *н.в
где б1 ср — среднесуточный расход тепловой энергии за 3 сут, пред¬
шествовавших моменту прекращения работы приборов учета; івя —
расчетная температура воздуха внутри помещений, °C; ^ „ — факти¬
ческая температура наружного воздуха после прекращения работы
приборов; — средняя температура наружного воздуха за 3 сут до
прекращения работы приборов.
3.2.6.	При организации на предприятии внутрипроизводственного
учета потребления тепловой энергии установку приборов учета следует
предусматривать для объектов (цехов, участков, агрегатов) с годовым
потреблением тепловой энергии более 8374 ГДж (2000 Гкал).
167

Потребители, подключенные к паровой тепловой сети
3.2.7.	Центральные тепловые пункты всех промышленных пред¬
приятий, потребляющих тепловую энергию в виде пара, должны быть
оборудованы (рис. 3.2) приборами на обших паро- и конденсатопро-
водах:
а)	регистрирующими самопишущими для измерения и регистра¬
ции параметров пара и конденсата:
расходомерами,
средствами измерения температуры,
манометрами;
б)	теплосчетчиками с обязательным учетом температуры холодной
воды; при отсутствии теплосчетчиков — регистрирующими самопишу¬
щими средствами измерения температуры для измерения и регистра¬
ции температуры холодной воды.
3.2.8.	При отсутствии на вводе теплосчетчиков отпуск тепловой
энергии данному потребителю определяется по показаниям регист¬
рирующих самопишущих приборов.
Количество отпущенной тепловой энергии определяется по (2.5),
(2.6) и (2.7) с подстановкой соответствующих значений, измеренных
на узле учета потребителя I группы.
3.2.9.	Если пар к потребителю доходит в увлажненном состоянии,
при определении его расхода к суммарным показаниям расходомера
необходимо ввести поправочный коэффициент влажности, который
определяют с помощью влагомера; при отсутствии влагомера этот
коэффициент находят расчетным или экспериментальным путем пред¬
ставители энергоснабжающей организации и потребителя или специа¬
лизированная организация и фиксируют его двусторонним актом.
Пар к системам
теплопотребления
Рис. 3,2
168

3.2.10.	При поступлении потребителю увлажненного пара его эн¬
тальпия, кДж/кг (ккал/кг),
'вл = ХГ +	(3.6)
где х — степень сухости пара; г — скрытая теплота парообразования,
кДж/кг (ккал/кг); і' — энтальпия кипящей воды, кДж/кг (ккал/кг).
3.2.11.	При потреблении одним абонентом пара различных пара¬
метров пар каждого параметра должен учитываться отдельно. Учет
конденсата пара различных параметров не требуется. При необходи¬
мости количество конденсата пара каждого параметра принимается
в доле всего возвращенного конденсата, соответствующей отноше¬
нию расхода пара данного параметра к суммарному массовому
расходу пара всех параметров.
3.2.12.	Потребители пара сверх учтенного значения должны опла¬
чивать тепловую энергию, израсходованную на прогрев и продувку
паропроводов, связанные с перерывами подачи пара, и потери теп¬
ловой энергии с утечкой конденсата. Указанный дополнительный рас¬
ход тепловой энергии на эти цели определяет энергоснабжающая
организация на основании расчета и фиксирует двусторонним актом
между представителями энергоснабжающей организации и потребите¬
лями тепловой энергии.
3.3. УЧЕТ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ, ОТПУСКАЕМОЙ ЖИЛЫМ,
ОБЩЕСТВЕННЫМ И КОММУНАЛЬНО-БЫТОВЫМ
ПОТРЕБИТЕЛЯМ (I И II ГРУППЫ)
Потребители, подключенные к водяной тепловой сети
3.3.1.	Учет тепловой энергии у городских потребителей I группы
производится так же, как на промышленных предприятиях.
3.3.2.	Тепловые пункты городских потребителей I группы в откры¬
той (рис. 3.3, в) и закрытой системах теплоснабжения должны быть
оснащены приборами учета в соответствии с требованиями, изло¬
женными в пп. 3.2.1 и 3.2.2, отпуск тепловой энергии определяется
в соответствии с пп. 3.2.3, 3.2.4 и 3.2.5. Схема установки самопи¬
шущих регистрирующих приборов при отсутствии теплосчетчиков дана
на рис. 3.3,6.
3.3.3.	На тепловых пунктах потребителей II группы допускается
учитывать количество тепловой энергии по показаниям суммирую¬
щих водомеров (водосчетчиков). Снимать показания водомеров у каж¬
дого потребителя следует в одни и те же календарные числа месяца.
После освоения промышленностью серийного выпуска теплосчетчиков
и установки их в соответствии с заводскими инструкциями учет
отпуска тепловой энергии у потребителей II группы должен базироваться
на показаниях теплосчетчиков.
3.3.4.	В закрытой системе теплоснабжения на тепловом пункте
потребителей II группы устанавливается один водомер, регистрирую¬
щий общий расход теплоносителя на отопление, вентиляцию и горя-
169

Из теплосети,
К установкам вентиляции,
горячего водоснабжения и
отопления
Из
К установкам вентиляции,
горячего водоснабжения и
отопления
Рис. 33
чее водоснабжение. Водомер устанавливается на общем обратном
трубопроводе теплового пункта (рис. 3.4, а).
Отпуск тепловой энергии данному потребителю II группы, общий
на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение, определяется по
формуле
х?ІІзакр «=*
еІІзакр = —t	z е.І,за!!Р + деЛ + д^.пР, (з.т)
у ^Пзакр
где Gu ’‘“г — количество сетевой воды у данного потребителя II группы,
общее на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение и изме¬
ренное прибором, установленным на обратном трубопроводе, за отчет-
i = fc
ный период; £ с/ІзакР — суммарное количество сетевой воды у всех
і — 1
потребителей II группы, общее на отопление, вентиляцию и горячее
170

Из теплосети,
В теплосеть
К калориферным
венти ля ционным
установкам
От калориферных
вентиляционных
установок
системе отопления
В систему горячего
водоснадікения
системы отопления
Из водопровода
Рис. 3.4
водоснабжение, измеренное приборами, установленными на обратных
трубопроводах, за отчетный период;
і = к
У G Il3aKp
і = к	1	l = k
Е е;Пзахр = 	— Е ЙМПзац,	(38)
1 = 1	(^Н.ІІІзакр І=1
і=1
—	суммарный отпуск тепловой энергии всем потребителям II группы,
общий на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение, за отчет¬
ный период;
»=fc	i=fc
Е СИ.Шзакр = Gj - G^P - E 6иакр	(3.9)
i=l	i=l
—	суммарное количество сетевой воды у всех потребителей II и
III групп, общее на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение,
за отчетный период; Gj — количество сетевой воды по подающему
трубопроводу источника теплоты за отчетный период, измеренное
прибором; G^p — общая (производительная и непроизводительная)
утечка сетевой воды, определяемая по расходу подпиточной воды
в системе теплоснабжения за отчетный период на источнике теплоты,
171

измеренному прибором; £ G23aKp — суммарное количество сетевой во-
і-1
ды у всех потребителей I группы учета на отопление, вентиляцию
и горячее водоснабжение за отчетный период, измеренное приборами
на обратных трубопроводах узлов учета; если у какого-либо потре¬
бителя I группы временно имеется только один расходомер на пода¬
ющей линии, то из его показаний должна быть вычтена непроизво¬
дительная утечка G^, определенная в соответствии с (3.2) и (3.2а),
а также производительная утечка (по актам);
? ЙІ>ПІЗакр = Q - £ AQ™ - ? Й + X ДЙТ” (3.10)
■ = 1	І=1	1=1
—	суммарный общий отпуск тепловой энергии потребителям II и
III групп на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение за
отчетный период; Q — отпуск тепловой энергии, измеренный прибо¬
рами от источника теплоты за отчетный период; j Q° " — потери
тепловой энергии во всех тепловых сетях за отчетный период, учиты¬
вающие ее потери энергии через изоляцию трубопроводов тепловых
сетей и с утечкой из тепловых сетей и местных систем теплопотреб-
i = fc
ления, определяемые по (6.1); £ Q,1 — суммарный общий отпуск теп-
•=і
ловой энергии на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение
і = к
потребителям I группы, определенный по приборам; £ Д@^акр —
і=і
потери тепловой энергии с общей (производительной и непроизводи¬
тельной) утечкой у всех потребителей I группы; непроизводительные
потери могут быть определены по (5.3) с подстановкой значения
утечки, определяемой как разность показаний расходомеров на пода¬
ющем и обратном трубопроводах узла учета потребителя I группы
за вычетом производительных утечек (по актам) и средних за отчет¬
ный период температур воды в подающем и обратном трубопрово¬
дах на узле учета и холодной воды;
де}? = ce^tfpит - tx„) ю-3	р.п)
—	потери тепловой энергии с утечкой из местной системы тепло-
потребления данного потребителя II группы за отчетный период;
tfP H T — температура сетевой воды в подающем трубопроводе источ¬
ника теплоты, средняя за отчетный период, измеренная прибором;
Дбут. пр — потери тепловой энергии с производительной утечкой у дан¬
ного потребителя III группы, определяемые по актам.
3.3.5.	В открытой системе теплоснабжения на тепловых пунктах
потребителей II группы, имеющих системы горячего водоснабжения
и циркуляции, устанавливаются три водомера, регистрирующих расход
теплоносителя (рис. 3.4,6):
на общем обратном трубопроводе теплового пункта для регистра¬
ции расхода воды, возвращаемой от теплового пункта в тепловую
сеть;
172

на подающем трубопроводе системы горячего водоснабжения
после точки смещения воды, отбираемой из подающего й обратного
трубопроводов;
на циркуляционном трубопроводе.
Отпуск тепловой энергии данному потребителю II группы, общий
на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение, за отчетный
период
(7II откр і = к
6" откр = __	 £ QlIoTKp + ДСП + AGn пр> (3.12)
У GJIotkp , = |
І=1
GII°™₽ = GP + G"n-G;1	(3.13)
—	общее количество сетевой воды на отопление, вентиляцию и горя¬
чее водоснабжение у данного потребителя II группы за отчетный
период; GJ1 — количество сетевой воды за отчетный период, измерен¬
ное прибором, установленным на общем обратном трубопроводе
теплового пункта; G}ln — количество сетевой воды за отчетный период,
измеренное прибором, установленным на подающем трубопроводе
системы горячего водоснабжения; GfJ — количество циркуляционной
воды за отчетный период, измеренное прибором, установленным на
і к
циркуляционном трубопроводе; £ GJ1 откр - суммарное общее коли-
і=і
чество сетевой воды на отопление, вентиляцию и горячее водо¬
снабжение у всех потребителей П группы за отчетный период,
представляющее собой сумму общих расходов отдельных потребителей,
определенных по (3.13);
і = к
£ дііоткр
£СП°ткр= 	'£еІІ,Шоткр	, (314)
*~1	III откр
і=1
—	суммарный общий отпуск тепловой энергии на отопление, венти¬
ляцию и горячее водоснабжение всем потребителям II группы;
l=k	і=к	l=k
X gP’IIIotkp = Gt - GJP'P _ £ G{( + X Gj,?TKp (3.15)
i=i	i=i	i=i
суммарное количество сетевой воды у всех потребителей II и
III групп за отчетный период, общее на отопление, вентиляцию
и горячее водоснабжение; G^Kp - утечка сетевой воды, определяемая
по (6.4) с учетом производительной утечки, определяемой по актам;
1=к
X ^утТІСР — непроизводительная и производительная утечка сетевой
і=і
воды у всех потребителей I группы, т, производительная утечка
определяется по актам, непроизводительная — по (6.4), в которую
173

подставляются объемы сетей и систем, расположенных за узлом
і = к
учета Данного потребителя; £ G*, — суммарное количество сетевой
<=і
чоды у всех потребителей I группы учета на отопление, венти¬
ляцию и горячее водоснабжение за отчетный период, измеренное
приборами на подающих трубопроводах узлов учета;
^еіі,шоткр = е_^де
о.п
т.п
LQ1+
(3-16)
- суммарный отпуск тепловой энергии потребителям II и III групп
учета, общий на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение,
і=к
за отчетный период; £	— потери тепловой энергии с утечкой
і=1
у всех потребителей I группы с учетом потерь с производительной
утечкой (по актам); потери теплоты с непроизводительной утечкой
f потребителей I группы могут быть определены по (6.3) с под¬
становкой средних температур на узлах учета потребителей I группы.
Потери тепловой энергии с непроизводительной утечкой ДС1^ у
данного потребителя II группы определяются по (3.11), а с производи¬
тельной утечкой Дбрт.пр ~ п0 актам.
Пример расчета отпуска тепловой энергии потребителям II и
III групп учета приведен в приложении 4.
3.3.6.	В закрытой и открытой системах теплоснабжения на тепло¬
вых пунктах потребителей II группы, не имеющих системы горячего
водоснабжения, устанавливается один водомер на общем обратном
трубопроводе, фиксирующий общий расход воды на отопление и
вентиляцию.
3.3.7.	Тепловые пункты потребителей I группы с независимым
присоединением системы отопления как в открытой, так и в закрытой
системах теплоснабжения должны быть оборудованы приборами учета
отпуска тепловой энергии в соответствии с указаниями, приведенными
в п. 3.2.1; при отсутствии теплосчетчиков отпуск тепловой энергии
для указанных потребителей определяется на основании показаний
регистрирующих самопишущих приборов по (3.3).
На тепловых пунктах потребителей II группы с независимым
присоединением системы отопления должны быть установлены в зак¬
рытой системе теплоснабжения водомеры (рис. 3.5, а):
на общем обратном трубопроводе теплового пункта;
на подпиточном трубопроводе, соединяющем обратные трубо¬
проводы первого и второго контуров.
Отпуск тепловой энергии за отчетный период такому потреби¬
телю определяется по (3.7) со следующим изменением: при определении
де1^ по формуле (3.11) вместо G'^ подставляется значение расхода
воды за отчетный период по показаниям водомера на подпиточном
трубопроводе второго контура.
174

К калориферным
Вентиляционным
установкам (для ИТП)
На горячее
Водоснабжение
Из Водопровода
В систему
отопления
От калориферных
Вентиляционных
установок
(для ИТП)
Из теплосети.
В теплосеть
Из теплосети
В теплосеть
Из системы
отопления
К калориферным
Вентиляционным
установкам
От калориферных .
Вентиляционных
установок
В систему
Рис. 3.5
В открытой системе теплоснабжения необходимо установить
водомеры (рис. 3.5,6):
на общем обратном трубопроводе теплового пункта;
на подающем трубопроводе горячего водоснабжения после точки
смещения воды, отбираемой из подающего и обратного трубо¬
проводов;
на циркуляционном трубопроводе;
на подпиточном трубопроводе, соединяющем обратные трубо¬
проводы первого и второго контуров.
Отпуск тепловой энергии за отчетный период определяется по
(3.12) со следующим изменением: при определении значения
Лбут по формуле (3.11) в нее вместо G^ подставляется значение
расхода воды за отчетный период по показаниям водомера на
подпиточном трубопроводе второго контура.
175

Потребители, подключенные к паровой тепловой сети
3.3.8.	Тепловые пункты городских паровых потребителей I группы
должны быть оборудованы узлом учета расхода тепловой энергии
и контроля параметров теплоносителя в соответствии с указаниями,
приведенными в п. 3.2.7.
Расход тепловой энергии у таких потребителей определяется
по (2.5) — (2.7) с подстановкой соответствующих значений, измеренных
на узле учета потребителя I группы.
Из паропровода
теплосета
flap ц системам
теплопотреВления
Конденсат от систем
теплопотреВпения
Бак сдора
конденсата
Рис. 3.6
3.3.9.	Тепловые пункты паровых городских потребителей II груп¬
пы могут быть оборудованы самопишущими расходомерами на
общих паро- и конденсатопроводах (рис. 3.6). Отпуск тепловой
энергии таким потребителям определяется по (2.5)—(2.7).
При этом энтальпия пара и температура конденсата прини¬
маются соответствующими показаниям самопишущих приборов, изме¬
ряющих температуру и давление на коллекторах источника теплоты.
3.3.10.	Городские потребители пара оплачивают дополнительный
расход тепловой энергии на прогрев и продувку паропроводов
так же, как и промышленные потребители (см. п. 3.2.12).
4.	НОРМИРОВАНИЕ ТОЧНОСТИ И ВЫБОР СРЕДСТВ
ИЗМЕРЕНИЯ КОЛИЧЕСТВА ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ
В ВОДЯНЫХ СИСТЕМАХ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ
4.1.	НОРМИРОВАНИЕ ТОЧНОСТИ ИЗМЕРЕНИЯ КОЛИЧЕСТВА
ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ
4.1.1.	При организации учета необходимо использовать схемы и
средства измерения, которые обеспечивают требуемую для данного
объекта норму точности измерения количества тепловой энергии.
176

4.1.2.	Нормой точности измерения количества тепловой энергии
является интервал, в котором с вероятностью 0,95 находится сум¬
марная погрешность измерения*
. 2ст„ „
Д = —-Q,
100 ѵ
(4.1)
где Q — количество тепловой энергии, отпущенной (потребленной) за
отчетный период; стн — оценка среднеквадратичного отклонения резуль¬
тата измерения количества тепловой энергии, определяющего норму
точности измерения, %.
При измерении количества тепловой энергии в горячей воде
следует применять средства и схемы измерения с оценкой средне¬
квадратичного отклонения результата измерения в пределах, соот¬
ветствующих
500/|/CQr < ст < ІООО/1/Cft,	(4.2)
где С — себестоимость тепловой энергии, руб/ГДж; QT — количество
тепловой энергии, отпускаемой (потребляемой) за год; ст — оценка
среднеквадратичного отклонения результата измерения количества
тепловой энергии, %.
4.1.3.	Оценка среднеквадратичного отклонения результата измере¬
ния количества тепловой энергии производится по следующим выра¬
жениям:
при учете приборами, раздельно фиксирующими расход и темпера¬
туры воды с последующей ручной обработкой результатов изме¬
рений,
сте = |/ctg + ст,2 + ст2^,	(4.3)
где сте, ст, — оценки среднеквадратичных отклонений результатов
измерения расхода и температуры воды соответственно, %; ст^ —
оценка среднеквадратичной методической погрешности измерения теп¬
лового потока, %;
при учете приборами с автоматическим вычислением и интегри¬
рованием количества тепловой энергии
сте = |/ст2с + ст,2 + ст2и,	(4.4)
где сте — оценка среднеквадратичного отклонения результата измере¬
ния расхода воды, %; для расходомеров переменного перепада
давления ctg определяется по РД5О-213 —80, для других типов расходо¬
меров — в соответствии с нормативной документацией на эти
расходомеры ;
СТ, = і/ст,2! + СТ,22	(4.5)
— оценка среднеквадратичного отклонения результата измерения темпе¬
ратуры воды, %; стп, ст,2 — оценки среднеквадратичных погрешностей,
вызванных отклонением характеристик преобразователей температуры,
* Нормативный материал по метрологическому обеспечению измерения количества
тепловой энергии, отпускаемой электростанциями и предприятиями тепловых сетей с горячей
водой (СПО Союзтехэнерго, 1981).
177

установленных в подающем 'и обратном трубопроводах соответ¬
ственно, от номинальных статических характеристик преобразова¬
ния, определенных нормативно-техническими документами на преобра¬
зователи: ав „ — оценка среднеквадратичной погрешности вычисления
и интегрирования количества тепловой энергии, %.
4.1.4.	Суммарная погрешность измерения количества тепловой
энергии при использовании существующих и перспективных комплектов
приборов не должна превышать нормируемую для данного объекта.
4.1.5.	Для учета количества тепловой энергии можно использо¬
вать как автономные комплекты приборов (на локальных объектах),
так и информационно-измерительные системы учета энергии (ИИСЭ),
где каждый из комплектов является счетчиком-датчиком количества
тепловой энергии. Применение ИИСЭ рекомендуется на предприятиях
с числом точек учета не менее пяти или при наличии незадейст-
вованных электрических каналов ИИСЭ.
4.1.6.	При организации учета количества тепловой энергии преиму¬
щественное применение должны иметь автоматизированные средства —
теплосчетчики или системы, позволяюшие получить более высокую
точность измерений и обеспечивающие оперативность получения и
отображения информации о количестве тепловой энергии.
4.1.7.	Допускается применение других отечественных или зарубеж¬
ных средств и систем учета количества тепловой энергии, основан¬
ных на применении современных средств аналоговой и микропро¬
цессорной техники при возможности их аттестации в качестве ком¬
мерческих приборов на основе предварительного технико-экономи¬
ческого обоснования.
4.1.8.	Применяемые схемы, средства и методы измерения коли¬
чества тепловой энергии должны обеспечить следующие значения
2а н, используемые при расчете нормы точности по (4.1):
а)	± 3,5 % для источников теплоты в открытых и закрытых
системах теплоснабжения, для тепломагистралей, контрольно-распреде¬
лительных пунктов (КРП), центральных тепловых пунктов (ЦТП),
промышленных и городских потребителей I группы учета в открытых
и закрытых системах теплоснабжения при измерении количества
теплоносителя на подающем и обратном трубопроводах. В закрытой
системе теплоснабжения (при временном измерении количества тепло¬
носителя на одном трубопроводе) значение 2аи не должно превы¬
шать + 2,5%;
б)	± 5,5 % для потребителей II группы учета при измерении
количества теплоносителя несколькими приборами; +4% для потре¬
бителей П группы учета при измерении количества теплоносителя
на одном трубопроводе.
4.1.9.	При невозможности достижения на современных серийно
выпускаемых средствах значений 2ан в пределах, указанных в
п. 4.1.8, допускается временно применять методы, средства и схемы
измерения количества тепловой энергии, обеспечивающие для узлов
учета, оборудованных на:
однотрубных магистралях в открытой системе теплоснабжения
2ан = ±2%;
магистралях в открытых системах теплоснабжения 2ан = ± 4 %,
178

магистралях в закрытых системах теплоснабжения для источников
теплоты в закрытых и открытых системах теплоснабжения,
а также для потребителей I и II групп в открытых и закрытых
системах теплоснабжения — на основе расчетов по (4.3) или (4.4).
4.2.	ВЫБОР СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИЯ КОЛИЧЕСТВА
ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ
4.2.1.	Количество устанавливаемых комплектов теплосчетчиков
определяется типом объекта измерения.
4.2.2.	На источниках теплоты, магистралях, КРП, ЦТП промыш¬
ленных и городских потребителей в закрытых и открытых систе¬
мах устанавливаются два комплекта теплосчетчиков для измерения
расхода:
сетевой воды и температуры в подающем трубопроводе и хо¬
лодной (водопроводной) воды;
сетевой воды и температуры в обратном трубопроводе и хо¬
лодной (водопроводной) воды.
4.2.3.	Рабочие диапазоны измерения теплосчетчиков по темпера¬
туре теплоносителя должны находиться в приведенных ниже пре¬
делах.
При установке двух комплектов теплосчетчиков (на подающем
и обратном трубопроводах) температура воды, °C:
в подающем трубопроводе = 60 4- 150;
в обратном трубопроводе t2 = 30 70;
холодной (водопроводной) tx в = 5 -г 25.
4.2.4.	Номенклатура рекомендуемых средств измерения, входящих
в комплекты теплосчетчиков и обеспечивающих установленную в
п. 4.1.8 точность измерения, приведена в приложении 3. Кроме указан¬
ных допускается применять другие средства, включающие вновь
освоенные промышленностью, которые обеспечивают реализацию схем
и установленную точность измерения в соответствии с настоя¬
щими Правилами.
4.2.5.	При организации учета теплосчетчиками должна быть пре¬
дусмотрена возможность подключения контрольных приборов для
записи текущих значений параметров — расходов и температур воды —
с помощью вторичных самопишущих приборов.
При наличии в комплектах теплосчетчиков указанных самопишу¬
щих приборов дополнительные самопишущие приборы для контроля
параметров теплоносителя не устанавливаются.
4.2.6.	До установки теплосчетчиков при организации учета на
проектируемых, строящихся и реконструируемых объектах с помощью
самопишущих регистрирующих приборов необходимо применять
расходомеры, имеющие унифицированный выходной сигнал, для
возможности последующего их включения в комплекты теплосчетчиков.
4.2.7.	Номенклатура рекомендуемых для использования самопи¬
шущих регистрирующих приборов для учета количества тепловой
энергии приведена в приложении 3. Кроме указанных можно
применять и другие освоенные промышленностью приборы, которые
удовлетворяют требованиям Правил.
179

4.2.8.	На действующих объектах, оборудованных приборами
устаревших конструкций для учета количества тепловой энергии,
в период реконструкции необходимо заменять эти приборы в соот¬
ветствии с требованиями Правил.
4.2.9.	При выборе средств измерения необходимо строго соблю¬
дать их соответствие пределам измерения параметров, регламенти¬
рованных нормативно-технической документацией на них.
4.2Л0. Устанавливать и включать комплекты приборов учета в
работу следует в строгом соответствии с инструкциями по
эксплуатации.
4.3.	ПРЕДЕЛЫ ИЗМЕРЕНИЯ И ОБРАБОТКА ПОКАЗАНИЙ
САМОПИШУЩИХ ПРИБОРОВ УЧЕТА
4.3.1.	Измерять расходы дифманометрами-расходомерами необ¬
ходимо в соответствии с РД50-213 —80, другими приборами — в
соответствии с нормативно-технической документацией на них. Темпе¬
ратуру воды следует измерять в соответствии с нормативно-техни¬
ческой документацией. При выборе расходомеров следует исходить
из расчетного расхода теплоносителя, равного максимальному часо¬
вому расходу при коэффициенте 1,25.
Подбирать расходомеры надо таким образом, чтобы стандарт¬
ное значение верхнего предела измерения дифманометра было ближай¬
шим к расчетному расходу.
Минимальный расход теплоносителя, учитываемый расходомером,
должен быть не меньше 30 % диапазона, на который рассчитана
его шкала. х
В случаях, когда по условиям эксплуатации расход оказывается
меньше 30 % максимального значения шкалы прибора, учет сле¬
дует производить по дополнительным приборам. В этом случае к
одному сужающему устройству подключаются два дифманометра, пре¬
делы измерений и предельный номинальный перепад которых должны
соответствовать приведенным в п. 12.1.5 РД50-213 - 80.
Находящиеся в эксплуатации расходомеры, у которых вследствие
роста нагрузки значение измеряемого расхода выходит за пределы
шкалы прибора, должны быть заменены.
4.3.2.	Верхний предел шкалы регистрирующих и показывающих
термометров должен быть равен максимальной температуре тепло¬
носителей.
4.3.3.	Верхний предел шкалы самопишущих манометров должен
соответствовать полуторакратному рабочему давлению теплоносителей.
4.3.4.	Водомеры подбирают по расчетному расходу воды, исходя
из допустимого минимума расхода для каждого условного диаметра
водомера в соответствии с нижеприведенными данными:
Условный диаметр, мм . 10
15
20
25
32
40
50
80
100
150
Расчетный расход воды,
т/ч	0,2
0,4
0,6
1,2
1.6
3,6
12
30
75
120
Минимальный расход во¬
ды, т/ч	0,05
0,2
0,4
0,6
1
1,2
3
8
15
25
180

4.3.5.	При учете отпуска тепловой энергии регистрирующими
приборами расход по трубопроводу, на котором установлены при¬
боры, за 1 сут определяется как сумма часовых расходов.
Расход тепловой энергии можно определять планиметрированием
суточных диаграмм.
4.3.6.	Определять параметры потока по результатам планиметри¬
рования круговых диаграмм с помощью корневых или пропор¬
циональных планиметров следует в соответствии с указаниями
РД5О-213 —80.
Метод планиметрирования ленточных диаграмм с помощью по¬
люсного планиметра приведен в справочном пособии «Измерение
и учет расхода газа» («Недра», 1979) авторов В. А. Данкова,
3. Т. Галиуллина, А. П. Подкопаева, В. С. Кондратьева.
Поправка на изменение характеристики шкалы времени диаграмм
самопишущих приборов при их планиметрировании определяется
по методу, приведенному в приложении 5.
4.3.7.	Рассчитывать действительный (фактический) расход теплоно¬
сителя следует в соответствии с РД50-213 —80 и «Опечатками и
уточнениями в РД50-213 —80, а также методическим материалом по
применению РД-213 — 80» (Казань, 1983).
4.3.8.	Для каждого расходомера должен быть построен график
или составлена таблица поправочных множителей.
4.3.9.	Расход тепловой энергии на основании показаний тепло¬
счетчика за отчетный период определяется как разность показаний
счетчика в конце и начале отчетного периода.
4.3.10.	При определении значений отпуска или потребления тепло¬
вой энергии по показаниям приборов следует учитывать необ¬
ходимые поправочные коэффициенты в соответствии с паспортными
данными и проверочными свидетельствами каждого отдельного при¬
бора.
4.3.11.	Контрольно-измерительные приборы, как отдельные, так и
входящие в комплект, используемые для учета отпуска и потребления
тепловой энергии, следует ежегодно поверять в органах Госстандарта.
Приборы должны иметь клеймо или свидетельство государственной
поверки за соответствующий год. Отсутствие клейма или свидетельства
лишает законной силы учет тепловой энергии, производимый по
этим приборам.
Поверку приборов учета необходимо производить в сроки, установ¬
ленные территориальными органами Госстандарта.
5.	ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСХОДА ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ
У ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ПРИ ВРЕМЕННОМ ОТСУТСТВИИ
ПРИБОРОВ УЧЕТА (Ш ГРУППА УЧЕТА)
5.1.	ПОТРЕБИТЕЛИ, ПОДКЛЮЧЕННЫЕ К ВОДЯНОЙ
ТЕПЛОВОЙ СЕТИ
5.1.1.	В закрытой системе теплоснабжения отпуск тепловой энергии
за отчетный период данному потребителю Ш группы учета
181

определяется по формуле
/ЧПзакр .=к
бШзакр = £>	 J. бПЬакр + д^Н + д^ІІ
£ £ІЦ закр * - 1	.
(5-1)
где Gpl3aKp — расчетный расход сетевой воды, общий на отопление,
вентиляцию и горячее водоснабжение, у данного потребителя III груп¬
пы учета, т/ч, принимаемый на основании данных договора на
і-к
отпуск тепловой энергии в горячей воде; У Gp!3aKp - суммарный
1=1
«
расчетный расход сетевой воды, общий иа отопление, вентиляцию
и горячее водоснабжение у всех потребителей III группы, т/ч,
определяемый как сумма расходов у каждого потребителя;
■=*	і=*	і=И
X СіНЗаКр= У фП.Шэакр _ £ gllaaicp
(5.2)
— суммарный отпуск тепловой энергии потребителю III группы учета
за отчетный период, общий на отопление, вентиляцию и горячее
водоснабжение;
/ *ср. И.Т _ .ср.и.т	\
	tx.Bjio-3	(5.з)
— потери тепловой энергии с непроизводительной утечкой из мест¬
ной системы теплопотребления данного потребителя III группы за
отчетный период; AQjVnp — потери тепловой энергии с производи¬
тельной утечкой.
5.1.2.	В открытой системе теплоснабжения отпуск тепловой энер¬
гии за отчетный период данному потребителю III группы учета,
общий на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение, опреде¬
ляется по формуле
сШотіф і = ,
бШоТкр =		 у gllloTKp + д2ПІ + дб Шпр>	(5 4)
где
у £ІПоткр_ у фИ,ІПоткр_ £ gllOTKp
(5.5)
- суммарный отпуск тепловой энергии всем потребителям III группы
учета за отчетный период, общий на отопление, вентиляцию и
горячее водоснабжение; G“Jоткр - расчетный часовой расход сетевой
воды, общий на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение
у данного потребителя III группы учета, т/ч, принимается на
основании данных «Договора на отпуск тепловой энергии в горячей
воде»; £ Gp}0TKp — то же у всех потребителей.
182

5.2.	ПОТРЕБИТЕЛИ, ПОДКЛЮЧЕННЫЕ К ПАРОВОЙ
ТЕПЛОВОЙ СЕТИ
5.2.1.	Отпуск тепловой энергии паром для технологических целей
потребителям III группы определяется на основании часовой рас¬
четной технологической нагрузки, установленной в договоре, и
продолжительности работы системы за отчетный период
5.2.2.	Расчетная технологическая нагрузка определяется на основа¬
нии максимальной часовой нагрузки, обусловленной в договоре.
5.2.3.	При необходимости потребитель может уменьшить или
увеличить обусловленную договором максимальную часовую нагрузку.
Потребитель подает заявление об этом энергоснабжающей организа¬
ции за 1 мес до срока намечаемого изменения. Заявленное изме¬
нение принимается в расчет при условии, если оно будет длиться
не менее 3 мес.	>
5.2.4.	Отпуск тепловой энергии паром на отопление <2ап и венти¬
ляцию бв” потребителям III группы за отчетный период опреде¬
ляется по формулам
*3? -	.
Гвн ~ 41 в
лШ — мЛ^
Ѵо.іі ~ «ѵо.п.р
ПІІІ -
Ѵв.п — П^в.іьр
Івн ~ 1и?в
Івн — 1Е.В
(5.6)
(5.7)
где Qo.n.p, Qb. п. р — расчетные расходы тепловой энергии на отопле¬
ние и вентиляцию, ГДж/ч (Гкал/ч); и — продолжительность отчет¬
ного периода, tBH — расчетная температура внутри отапливаемого
помещения; tS’a, <Е.в — средняя за отчетный период и расчетная для
проектирования отопления температуры наружного воздуха.
5.2.5.	Потребители пара III группы сверх расчетного значения
теплопотребления оплачивают тепловую энергию, израсходованную
на прогрев и продувку паропроводов (п. 3.2.12).
6.	УЧЕТ ПОТЕРЬ В ТЕПЛОВЫХ СЕТЯХ
ПРИ ТРАНСПОРТИРОВАНИИ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ
Эксплуатационные нормативные потери тепловой энергии сле¬
дует определять на основании «Методических указаний по опреде¬
лению тепловых потерь в водяных и паровых тепловых сетях»
МУ34-70-080 —84 (СПО Союзтехэнерго, 1985).
В настоящем разделе приводятся способы пересчета эксплуата¬
ционных нормативных потерь на фактические, средние за отчет¬
ный период условия работы тепловых сетей.
Ответственность за тепловые потери определяется балансовой
принадлежностью тепловых сетей.
183

6.1.	ПОТЕРИ В ВОДЯНЫХ ТЕПЛОВЫХ СЕТЯХ
6.1.1.	Потери в водяных тепловых сетях £AQ?:n за отчетный
период определяются как сумма потерь тепловой энергии с не¬
производительной утечкой воды из сети Дб^т", с производитель¬
ной Д(2°тПпр и потерь тепловой энергии через изоляцию в трубо¬
проводах тепловой сети Дбв‘п
Z де?: s = деоутп + д<&п + де^ппр.	(6. d
Производительная утечка определяется по соответствующим актам.
6.1.2.	В закрытой системе теплоснабжения потери тепловой энергии
с непроизводительной утечкой воды
/ »ср.и.т , .ср.и.т \
	р	txJlO-3,	(6.2)
где G{Jn — количество подпиточной воды за отчетный период по
показаниям приборов, установленных на подпиточных трубопроводах
источника теплоты, за вычетом потерь воды с производительной
утечкой (по актам); 1[рит, t^P-RT — фактические температуры в по¬
дающем и обратном трубопроводах источника теплоты, средние за от¬
четный период; tx в — средняя за отчетный период температура
холодной воды в источнике водоснабжения.
6.1.3.	В открытой системе теплоснабжения потери тепловой энер¬
гии с непроизводительной утечкой воды
/ .СР-И.Т I ,ср.и.т	\
де?тп =		р	(6.3)
где
Gyr = 2,5-ІО’6 Гул	(6.4)
— непроизводительная утечка воды из сети и систем теплопотребле¬
ния; V — объем тепловой сети и присоединенных к ней местных
систем, м3; у - плотность воды при (tfP + кг/м3.
6.1.4.	Потери тепловой энергии через изоляцию в трубопро¬
водах водяной тепловой сети за отчетный период, ГДж [Гкал],
Л<2°-" = п (Дб°і" + ДбИ + Дб£-"2) 3,6	(6.5)
[де»" = и(де^п + де°я + до.
где Д2пзп, Дбнзь Дбю2 — средние суммарные за отчетный период
потери тепловой энергии через изоляцию для подающего и обрат¬
ного трубопроводов подземной и надземной прокладок, определяемые
путем пересчета среднегодовых нормативных потерь в соответствую¬
щих трубопроводах [Дб£, ДСЙь Дбш2>мвт (Гкал/ч)], установленные
на основании данных тепловых испытаний сети, на фактические
условия работы (средние за отчетный период температуры воды в
подающем и обратном трубопроводах сети и окружающей среды);
tfP + t?P — 2Ѳср
Ag%n = A6g‘сл дг 2ѲсГ;	(6.6)
ГI 12 —
184

tcP _ t<:p
AC£ni = AeSi	—;	(6.7)
tr - «£» -
t£p — fcp
Аей? = Д6Й2 4p- " >	(6.7a)
tir, tzr — среднегодовая температура воды в подающем и обратном
трубопроводе; Ѳср, tf;pB — средняя за отчетный период температура
грунта и наружного воздуха; t£rB, Ѳсг — среднегодовая температура на¬
ружного воздуха и грунта.
6.2. ПОТЕРИ В ПАРОВЫХ ТЕПЛОВЫХ СЕТЯХ
6.2.1.	Нормативные среднегодовые потери тепловой энергии через
изоляцию паропровода определяются на основании испытаний при
эксплуатационном расходе пара с пересчетом на среднегодовую
температуру окружающей среды, МВт (Гкал/ч),
q« = 0 278	——п—93.
T(tn-0“)1O3	’
(6.8)
где DH — количество израсходованного пара за время испытаний при
его эксплуатационном расходе; ін, ік — средняя энтальпия пара в на¬
чале и конце паропровода, определяемая по параметрам пара во
время испытаний, кДж/кг (ккал/кг); tn — средняя температура пара во
время испытаний; Ѳсг, Ѳи — температура окружающей среды средне¬
годовая и во время испытаний; Т — длительность испытаний.
6.2.2.	Нормативные среднегодовые потери тепловой энергии в
конденсатопроводе q*K, МВт (Гкал/ч), определяются испытаниями по
перепаду температуры в начале и конце участка, при расчетном
расходе конденсата с пересчетом на среднегодовую температуру
окружающей среды
лн =0 278	^k2)Uk! + Gt2 2ѲСГ)
тк ’	+ 1,2-20») го3
(6-9)
где tKi, tK 2 — температура конденсата в начале и конце конден¬
сатопровода.
6.2.3.	Нормативные потери тепловой энергии за отчетный период
определяются как сумма нормативных потерь в паре- и конден¬
сатопроводе, полученных пересчетом их среднегодовых значений на
фактические условия работы в данном отчетном периоде, по
формуле
/	n » t°-п — 7А°-п
/ fO.n по.п	*кі • *к2
A6S-S = «| Qt n -	+ «? к	~

V tncr-6cr Чтк t£f + tS — 2ѲСГ
3,6.	(6.10)
185

ПРИЛОЖЕНИЕ 1. СПРАВОЧНЫЕ ДАННЫЕ
1.	Условные графические обозначения на рисунках:
	  —	Подающий, трубопровод
		—	Обратный, трубопровод
				 				 — — Подпаточный, трубопровод
	 	 —	Трубопровод горячего Водоснабжения
		1	1	— Трубопровод холодного водоснабжения
						••— — Пар
		— Конденсат
————— — Пиния связи
— Водоподогреватепь
—	Сетевой насос
—	Подпиточный насос
—	Конденсатный насос
—	Регулятор температуры
—	Регулятор давления
—	Датчик расхода
—	Датчик температуры
—	Датчик давления
—	Теплосчетчик
—	Регистрирующий, расходомер
	 Регистрирующее и самопишущее
средство измерения температуры
—	Регистрирующий манометр
—	Редукционно - охладительная установка
— Конденсатоотводчик
— Водомер
186

2.	Соотношения применявшихся единиц величин с единицами СИ
приведены в табл. 1.
Таблица 1
Величина
Единица
Значение
в единицах
СИ
Десятич¬
ные кратные
и дольные
единицы
СИ
Единицы,
. допускае¬
мые к при¬
менению
наравне с
единицами
СИ
применяв¬
шаяся
СИ
Длина
М
СМ
м
10~2 м
км, см,
мм
мкм, мм
-
Масса
т
кг
г
мг
мкг
кг
1000 кг
ІО-3 кг
ІО-6
ІО-9 кг
г, мг,
мкг
т
Время
с
мин
ч
с
60 с
3600 с
КС, мс,
мкс, НС
мин, ч
сут
Температура
°C
К (кель¬
вин)
°C + 273,15
МК, кК,
мК, мкК
сс
Давление
кгс/см2
ат (фи¬
зическая)
мм вод.
ст.
бар
Па
(Пас¬
каль)
9,807 -104 Па
10,132-104 Па
9,807 Па
1,333-102 Па
105 Па
ГПа,
МПа,
кПа,
мПа,
мкмПа
Расход массовый
кг/ч
т/ч
кг/с
2,78 -ІО-4
кг/с
0,278 кг/с
—
—
Энергия, количе-
кгс-м
Дж
9,807 Дж
ТДж,
1
ство теплоты
кал
ккал
(джоуль)
4,187 Дж
4,187-ІО3
Дж
ГДж,
МДж,
кДж,
мДж
Удельное количе-
' ство теплоты,
теплота сгора¬
ния топлива,
энтальпия
ккал/кг
кал/г
Дж/кг
4.187-	105
Дж/кг
4.187-	103
Дж/кг
кДж/кг
МДж/кг
187

Продолжение табл. 1
/
Величина
Единица
Значение
в единицах
СИ
Десятич¬
ные кратные
и* дольные
единицы
СИ
Единицы,
допускае¬
мые к при¬
менению
наравне с
единицами
СИ
применяв¬
шаяся
СИ
Тепловой поток
кал/с
ккал/ч
Вт (ватт)
4,186 Вт
1,163 Вт
■
-
Удельная тепло¬
емкость
кал/
(г-°C)
ккал/
/(кг-°C)
Дж/
/(кг. К)
4,187-103
Дж/(кг-К)
4,187-103
Дж/(кг-К)
кДж/
(кг - К)
3.	Объем наружных тепловых сетей, м3,
^ = 2Х//ТР,
где I — длина участка труб данного диаметра, м; — площадь
поперечного сечения трубы, принимаемая по табл. 2.
Таблица 2
DK.
ММ
^вн»
мм
8,
мм
/тр. М
xS
Q 2
^ВН’
мм
8,
мм
/тр> м
48
41
3,5
0,00132
478
462
8
0,1676
57
50
3,5
0,001963
478
460
9
0,1663
76
69
3,5
0,003739
478
458
10
0,1647
89
81
4
0,005153
529
515
7
0,2083
108
100
4
0,007854
529
509
10
0,2035
133
125
4
0,01221
630
612
9
0,2942
159
150
4,5
0,01767
630
610
10
0,2942
219
203
8
0,03236
720
700
10
0,3849
273
257
8
0,0519
820
796
12 .
0,4976
273
255
9
0,05107
920
896
12
0,6305
325
309
8
0,07499
920
894
13
0,6277
325
307
9
0,07402
1020
994
13
0,7760
325
305
10
0,07306
1020
992
14
0,7729
377
357
10
0,1001
1220
1196
12
1,124
426
412
7
0,1333
1420
1392
14
1,53 '
426
410
8
0,132
1420
1384
13
1,525
4.	Объем внутренней системы теплопотребления, м3,
^сист = С^уд»
где Q — расчетная тепловая нагрузка системы теплопотребления,
ГДж/ч (Гкал/ч); Иуд — удельный объем воды в системе, принимаемый
по табл. 3.
188

м3-ч/ГДж (м3-ч/Гкал), при перепаде температур воды в системе
189

ПРИЛОЖЕНИЕ!. ФОРМЫ ДОКУМЕНТОВ ПО УЧЕТУ
ОТПУСКА ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ
ФОРМА 1
Ведомость учета суточного отпуска тепловой энергии
от источника теплоты

за 19 г.
Показатель
Номер или
наименование
магистрали
Отпущено
в
паре
в се¬
тевой
воде
всего
по ис¬
точнику
теп¬
лоты
паро¬
вой
водя¬
ной
Количество отпущенного пара, сете¬
вой воды, т:
за 1 сут
с начала месяца
Температура пара или воды в подаю¬
щем трубопроводе, °C
Давление пара, МПа (кгс/см2)
Количество возвращенного конденса¬
та или обратной сетевой воды, т:
за 1 сут
с начала месяца
Температура конденсата или обрат¬
ной сетевой воды, °C
Подпитка водяной тепловой сети, т:
за 1 сут
с начала месяца
Количество тепловой энергии в кон¬
денсате, ГДж (Гкал)
Количество тепловой энергии в под¬
питочной воде, ГДж (Гкал)
Температура воды в холодном ис¬
точнике водоснабжения, °C
Отпущено тепловой энергии с паром
или сетевой воды, ГДж (Гкал):
за 1 сут
с начала месяца
Расход тепловой энергии на хозяй¬
ственные нужды, ГДж (Гкал)
Расход тепловой энергии на соб¬
ственные нужды электростанции,
ГДж (Гкал)
Всего выработано тепловой энергии
(отпуск и расход на хозяйственные
нужды), ГДж (Гкал):
за 1 сут
с начала месяца
Ч
Начальник производственного отдела	(подпись, ф.и.о.)
Дежурный инженер электростанции(подпись, ф.и.о.)

о
ѳ
Ведомость учета суточного отпуска тепловой энергии энергоснабжающей организацией
Темпера¬
тура
холодной
воды в
источнике
водоснаб¬
жения /хв>
°C
количество
отпущенной
тепловой
1	jnspi nn,
ГДж (Гкал)'
п0 еП
-КЗЭ^ ЕІГЁЬЕН о
п0 хХз [ ЕЕ
іровые сети
і		 _
:ство, т
1 конденсата
ЯРЗ ЧП
-B39JN EL'EhEH О
хХэ 1 вс
BdEIJ
эииігом
(73 «п
-КОЭН ЕІГеЬЕН 3
(7 хХэ [ ЕС
К
■
HdiawBdBH
ЭИЯЭЭЬИІЯЕф eh
інэшіиффсоа игшнояесЦюц
(гмо/здя)
ШИ Bdru эинэлче^/
5
о.
ЕХЕОНЭ^ИОЯ
*\і ЕЙЕИ
Подпитка,
ЕПКЭЭИ ЕІГЕЬЕН о
П£) xfo 1 ЕС
в ь
== о
о О а „5
® О S S
S 8 Ей
®
-О	L-
яй3 йі
-K39W ЕКЕИЕН 3
я3 хХэ [ ЕС
£
і
U
ь
V
.3 Ь
IXUJlll'IWl OU
сетевой
воды, т
ЕНКЭЭИ ЕІГЕЬЕН э
£) 1ЛЭ I ЁС
Водя:
Z/ atoaoduogXdi
Momrdgo а
*	Ij; airoaodiiogXdi
1	walnoreiroii а
и,
ЕхХДаоа оюнжЛЦвн
Дата
Начальник производственного отдела
191

ФОРМА 3
АКТ №
л
от 19 г.
о месячном отпуске тепловой энергии от источника
теплоты  энергосистемы

та 19 г.
Комиссия в составе представителя источника теплоты т.
и представителя
(должность, ф. и. о.)
(энергоснабжающая организация)
(должность, ф. н. о.)
составила настоящий акт в том, что:
I.	За отчетный период выявлены неисправности в техническом
состоянии следующих приборов учета:
Номер или
наименование
магистрали
Наименование
и номер
прибора
Обнаруженные
неисправно¬
сти
Решение комиссии о порядке
учета теплоты за истекший
месяц и о мерах по ликвидации
неисправности прибора’
-
II.	Отпуск тепловой энергии от источника теплоты за отчетный
период с 19 г. по
19 г. на основании данных журнала учета и решения по
п. I настоящего акта составил:
А. По паровым магистралям
1. Отпуск пара
Источник
пара (РОУ,
отбор и т. д.)
Номер
паропро¬
вода
/?, МПа
(кгс/см2)
х, °C
і, кДж/кг
(ккал/кг)
Отпущено
за отчетный
период
т
г Дж
(Гкал)
И т ого...
192
.{

Продолжение формы 3
2.	Возврат конденсата
Номер
конд енсатоп ровода
Температура.
°C
Возвращено за отчетный период
т
ГДж (Гкал)
И того...
3.	Полезный отпуск тепловой энергии (нетто) по паровым
магистралям исходя из средней температуры исходной воды гх.в=	°C
Номер или наименование
магистрали
Отпущено за отчетный период
т
# ГДж (Гкал)
Итог о...
Б. По водяным магистралям
1. Отпуск тепловой энергии в сеть
Номер или
наименование
магистрали
Среднемесячная температура воды,
°C, в трубопроводе
Отпущено за
отчетный период
подающем	обратном
ГДж (Гкал)
Итог о...
2. Тепловая энергия с подпиткой
Номер или наименование
магистрали
Отпущено за отчетный период
т
ГДж (Гкал)
Итог о...
7 Инструктивные материалы
193

Продолжение формы 3
В. Суммарный полезный отпуск тепловой энергии за месяц (с паром
и водой): ..т; ГДж (Гкал).
Г. На хозяйственные нужды источника теплоты
Израсходовано за
отчетный период
т
ГДж (Гкал)
Свежий пар
Отборный пар
Сетевая вода
Итог о...
Д. Суммарный отпуск тепловой энергии от источника теплоты
(включая хозяйственные нужды)
Теплоноситель
Отпущено за отчетный период
т
ГДж (Гкал)
Пар
Горячая вода
И того...
Е. Отпуск тепловой энергии отдельным абонентам непосредствен¬
но с коллектора, источника теплоты
1. По паровым магистралям
Наименование
потребителя
н магистрали
Отпуск пара
(брутто)
Возврат
конденсата
Полезный отпуск тепловой
энергии
т
ГДж
(Гкал)
т
ГДж
(Гкал)
Всего,
ГДж
(Гкал)
В том числе сверх
максимально
разрешенной
тепловой
нагрузки
т
ГДж (Гкал)
Итог о...
194

Продолжение формы 3
2. По водяным магистралям
Потребитель
Месячный расход воды,
т
Среднемесячная темпера¬
тура, °C, в трубопроводе
Полезный
отпуск
тепловой
энергии. ГДж
(Гкал)
сетевой
G1
ПОДПИТОЧ¬
НОЙ Gn
подающем
п
обратном
Итого...
Ж. Расход электроэнергии сетевыми насосами
Номер
сетевого
насоса
Номер или
наименование
магистрали,
питаемой
данным сете¬
вым насосом
Показания
счетчиков иа
последнее
число
периода
Разница
показаний
за
отчетный
период
Расход
электроэнергии
за отчетный
период,
кВт-ч
Продолжитель¬
ность работы
насоса за
отчетный
период, ч
прош¬
лого
отчет¬
ного
Итого по источнику теплоты...
Представитель источника теплоты 	•

(должность, ф. и. о., подпись)
Представитель энергоснабжающей организации
(должность, ф. и. о., подпись)
7*

ФОРМА 4
Энергоснабжающая
организация
(название энергоуправлеиия нли
энергосистемы)
УТВЕРЖДАЮ:
Директор энергоснабжающей
организации
«»  19	г.
НАРЯД № от	 19	г.
Начальнику сетевого района №
(ф.и.о.)
Подключить к паровой, водяной тепловой сети
(наименование, группа учета и адрес потребителя)
Разрешенная тепловая
нагрузка
Расчетный расход теплоносителя
МВт (Гкал/ч)
т/н
На отопление зданий
На вентиляцию
На горячее водоснабжение
На технологические нужды
И того...
На тепловом пункте установить:
1)	ограничительные диафрагмы диаметром, мм, на трубопро¬
водах:
общем

отопления

вентиляции•
горячего водоснабжения
2)	сопло к элеватору диаметром мм
196

Продолжение формы 4
Прочие условия подключения

Начальник ПТО;
(подпись)
Начальник отдела присоединений
(подпись)
Инженер группы режимов и наладки 	—

(подпись)
ФОРМА 5
(оборотная сторона наряда)
УТВЕРЖДАЮ:
Начальник района
энергоснабжающей организации

•’	 (подпись)
		 19 г.
АКТ
Представитель сетевого района № т.
в присутствии ответственного представителя абонента за эксплуа¬
тацию системы теплопотребления	,

(должность, ф. и. о.)
подключил тепловой узел по адресу:

 с 19 г.
Произведен технический осмотр приборов учета тепловой энер¬
гии, в результате которого установлена
» (неисправность, исправность)
(указать, какие дефекты обнаружены)
197

Продолжение формы 5
Эксплуатационному персоналу абонента дан инструктаж о поряд¬
ке ’и правилах эксплуатации теплового пункта, снятие показаний с
приборов учета и передачи сведений в энергоснабжающую органи¬
зацию.
На основании изложенного с

19 г. абонент передает, а теплоснабжающая организация при¬
нимает безвозмездно на баланс следующие приборы учета тепловой
энергии:
Наименование
прибора
Тип
Заводской
номер
На каком трубопро¬
воде установлен
Показания
прибора на
день приемки
Представитель сетевого района
энергоснабжающей организации
(подпись)
Ответственный представитель абонента
(должность, подпись, номер телефона)
Примечание. Наряд-акт составляется в двух экземплярах и хранится в районе энер¬
госнабжающей организации.

<
S
а
о
ѳ
Журнал учета потребления тепловой энергии в паре на тепловом пункте абонента
О
П
с
<и
1- SX
5ГИИ
■то),
(Гкал)
бз en
-B33W ElfEHEH 0
Расход
в<
L3H)
ІЭНС
3 xKo I BE
S,= и g
О с
»8gg
(Г кал) .
"бз
Епкэаіч
ЕІГЕНЕН Э
а >- г. О
1 ГДж !
i

Х0
ХХЗ J ЕЕ
«
о
я
Эо
‘я/ EdXxcdaiiiNajL
ч
я
о
и
«
X
-НОЯ Х'ОХЭЕСІ
‘Х5 ЕХЕЭН9&
ИИЯЭЭЫІХЯЕф
о.
СП
о
са
ЕЯИЕХЭЮ ХНЭЙПиффСОХ
X ‘dns
Kdogndn on troxoEj
ЕЯИКХЭН
л ‘£)3
Э ВИНЕЕВИОЦ
о	"к
e ®	«
8 “ £ S£
цбз
впкээн
ЕІГЕНЕН Э
S g oE
ГДж
“0
ХХЭ [ ЕЕ
пара,
i l сут
(хя/ігвнх)
хя/ж^я
‘КИНЧІГВХН£
пара
3 °
ex SJ
и д
S я
Й «
э< “Lt
еЗХхздіэшмэь
0>
X
к
о
ч
<о
& 5
К £
(гкэ/э га) ЕЦИ
‘J эинэігяв)}'
н
о
С
ttoxoed
х ‘(j sdeu
ИИЯОЭЬИХМЕф
ьзу
вхикхахэ хнэйпиффеох
x ‘du<7
‘Kdogndn ou ігохэед
t ‘<73
ЕЯИЬХЭкО КИНЕЕЕЯОЦ
EXBtf
199

<
S
(X
О
е
Журнал учета потребления тепловой энергии в горячей воде на тепловом пункте абонента
тепло-
іергии,
(Гкал)
0Z
етшзэиі
екеьен з
Расход
вой эн
ГДж I
0 хХо 1 Е£
rt
« &s
« S р
DVZ
ЕТШЭЭМ
ЕІГВЬЕН 3
«&>■
m § =
И
Г)Ѵ 1Х0 J ЕЕ
за 1 сут
температура,
offoaodnogXdx
woHAEdgo e
u
affoeodnogXdi
naTiioiprou e
Средние
сиие,
сгс/см-)
Id
affoeodnogXdi
woHXEdgo e
г
nJ «
ЧЕ
S
Id
affoaodnogXdi
кчагпснтгоп й
ч
о
Zr) проа
ОЙІЗЭЫПГОЯ
ЭОЯЗОЫНЯЕф
—
о
с
©
ю
гьэя
ЕЯИЬіЭИЭ
хнэійпиффсоуі
воды, т
Обратный т
du0
ИИНЕЕЕЯОІІ
отэйіХгнѴэдп
И OJOHHEV
4XOOHEEJ
rt
п
о
<и
3*
К
ч
гэз
EdaworoxoEd
ЕИНЕЕЕМОЦ
ные учета ко
•вод
І£) гйгое
оахэаыпгол
ЭОЛЗЭНИХЯЕф
§ ь
ч §
І-0»
ЕИИЫЭЬЭ
ХНЗИТГИффЕОуі
Подающий
dUg
ЦННЕЕЕЯОП
олэГпХі/іч'и’ади
И ОТОННЕГ
ЧХЭОНЕЕ^
>03
EdawoVoxoEd
КИНЕЕЕЯОЦ
віиЦ1
200

о©
<
5
ct,
О
е
ЭИИЕЬЭУіибц
Количество
подпиточной
воды, т
£)ѴЗ
Епкзои
EITEhEH Э
£)V xXo I E£
—
Расход тепловой
энергии,
ГДж(Гкал)
03
епвзаи
EITEhEH э
0 хХэ J Е£
Обратный трубопровод
(ко нденсато п ровод)
Э» '1
EdXiEtbuwax
(гиэ/зхя)
tcd эинаѵав^/
x ‘г9
ояхэаьиЕОу]
Подающий трубопровод (паропровод)
eJeu
wdxawEdEii
ЭИХОЭНИХХЕф EH
хнэиішффеох
ИІЧНЕОеЕСІПОЦ
Сга/ігеия)
хл/ж^л ‘Ed
-ELI ИИНЧІГЕ1Н£
Эо
Ed,<AEdaum£
(£КО/О2Л)
,	EL1W
‘*d ЭИНЭІГЯЕ^
X ••£)
оахээьивоу]
віеЦ1
201

ФОРМА 9
Энергоснабжающая организация

АКТ
о выполнении тепловой сети и системы теплопотреблении
от 19 г.
Абонент №Адрес
Мы, нижеподписавшиеся, представитель района энергоснабжаю¬
щей организации

и представитель абонента

составили настоящий акт в том, что 19 г.
произведено наполнение трубопроводов тепловой сети и системы
теплопотребления абонента сетевой водой при температуре /?аи =	°C,
на что израсходовано воды GHan =т.
Количество тепловой энергии, содержащейся в воде, израсходо¬
ванной на наполнение трубопроводов сети (систем) при температуре
исходной воды на источнике теплоты гхв =°C,
Q =	- /хв)10“ 3 =ГДж (Гкал).
Настоящий акт является основанием для предъявления счета потре¬
бителю за тепловую энергию и воду, израсходованные при наполнении
сети и систем.
Представитель энергоснабжающей
организации
(подпись)
Представитель абонента
(подпись)
202

ФОРМА 10
Угловой штамп
предприятия
УТВЕРЖДАЮ:
Главный инженер предприятия
	(подпись)
	19	 г.
АКТ
осввдетельствования скрытых работ по монтажу сужающего устройства
к расходомеру переменного перепада
Вид работ по освидетельствованию: осмотр и определение внут¬
реннего диаметра трубопровода, фланцевого соединения, проверка
диаметра сужающего устройства (СУ) и его номера.
Результаты измерений и осмотра могут быть использованы для
расчета постоянной расходомера (по п. 7.2.1 РД50-213—80).
Объект (наименование агрегата, станционный номер, наименова¬
ние трубопровода, шифр измерительного комплекта)
Результаты осмотра и измерений
1.	Соответствие требованиям ГОСТ 14321—73, 14322 — 77 и гл. 9, 10
РД5О-213 - 80

2.	Вид трубы и материал трубопровода
3.	Состояние внутренней поверхности трубы и условия эксплуатации
4. Результаты измерений

Номер
измерения
Внутренние диаметры элементов СУ, мм
Трубопровод
Фланцы
Камеры
перед СУ
после СУ
перед СУ
после СУ
перед СУ
после СУ
1
2
3
4
Средние
значения
203

Продолжение формы 10
5. Диаметр отверстия СУ (по данным территориального' органа
Госстандарта СССР)мм.
Освидетельствование провели:
(подписи с указанием занимаемой должности)
представитель цеха, в котором
используется СУ

представитель
службы предприятия
метрологической
ПРИЛОЖЕНИЕ 3. ДАННЫЕ ДЛЯ ПОДБОРА
РЕКОМЕНДУЕМЫХ СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИЯ
Средство измерения
Тип прибора
(изготовитель)
Примечание
1. Для комплектации теплосчетчиков
I. Теплосчетчик
1.1. Преобразователь из¬
мерительный функ¬
ционально-счетный
ТС-31 (обозначение услов¬
ное)
ФС-31 (ФС-31 М) (Могилев-
Подольский приборострои¬
тельный завод)
1.2. Расходомер (вариан¬
ты):
диафрагма и дифма¬
нометр-расходомер
диафрагма, преобра¬
зователь измеритель¬
ный с блоком извле¬
чения квадратного
корня
диафрагма и дифма¬
нометр с нормирую¬
щим преобразовате¬
лем
ДМЭР-М иди ДС-ЭР (ПО
Теплоконтроль, Казань)
«Сапфир-22ДД» (ПО Тепло¬
контроль, Казань) с БИК-1
(Ивано-Франковский при¬
боростроительный завод)
ДМ-23573 (завод «Мано¬
метр», Москва) с НП-ПЗ
(Н) (ПО Г еофизприбор,
Уфа).
Наиболее предпочти¬
тельный вариант.
ДС-ЭР допускается
применять при вы¬
полнении требова¬
ний к его установке
по расстоянию и виб¬
ростойкости
204

Продолжение приложения 3
Средство измерения
Тип прибора
(изготовитель)
Примечание
диафрагма и дифма¬
нометр с вторичным
самопишущим при¬
бором (модификация
с выходным преоб¬
разователем 0-5мА)
электромагнитный
расходомер (до
2500 мз/ч)
ДМ-23573 с КСД-3-1040Т
(завод «Теплоприбор», Че¬
лябинск) или КСД1-038
(завод «Автоматика», Ки-
ровакаи)
ИР-51 (ПО Промприбор,
Таллин)
Только для обратно¬
го трубопровода в
системах с открытым
водоразбором. При¬
менять при наличии
в региональных цент¬
рах метрологии и
стандартизации стен¬
дов для их поверки
шариковый расходо¬
мер (до 100 м3/ч)
1.3. Преобразователи тем¬
пературы (варианты):
термопреобразовате¬
ли сопротивления
платиновые (2 шт.)
термопреобразовате¬
ли сопротивления
медные (2 шт.)
термопреобразовате¬
ли сопротивления:
платиновый
«Сатурн» (Ивано-Франков-
ский приборостроитель¬
ный завод)
ТСП-0879
В соответствии с ТУ
на теплосчетчик
ТСМ-0879
ТСП-0879
медиый
2.	Измеритель теплоты
3.	Прибор контрольно-из¬
мерительный для учета
расхода тепловой энергии
ТСМ-0879
ИРТ-31 (завод «Эталон»,
Киев)
ТЭМ-1 (Кировабадский
приборостроительный за¬
вод)
Прямого илн обрат¬
ного трубопроводов
в системах с откры¬
тым водоразбором
Комплектная постав¬
ка
То же
II. Для комплектации самопишущих приборов
1. Расходомер (варианты):
дифманометр-расходомер
со вторичным прибором
дифманометр со вторич¬
ным прибором
ДМЭР-М с КСУ-3
ДМ-23573 с КСД-3-1040Т,
-2040Т (КСД2, КСД1)
205

Продолжение приложения 3
Средство измерения
Тип прибора
(изготовитель)
Примечание
электромагнитный или
другой скоростной с уни¬
фицированным выходным
сигналом 0—5 мА и вто¬
ричным прибором
ИР-51 (ИР-61) с КСУ-3
'—
2. Преобразователи темпе¬
ратуры : термопреобразо¬
ватели сопротивления
платиновые или медные
со вторичными прибо¬
рами
ТСП-С879 (ТСМ-0879);
ТСП-5071 (ТСМ-5071) с
КСМ-3 (КСМ-І, КСМ-2)
ПРИЛОЖЕНИЕ 4. ПРИМЕР РАСЧЕТА ОТПУСКА
ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ ПОТРЕБИТЕЛЯМ II И III ГРУПП УЧЕТА,
ПОДКЛЮЧЕННЫМ К ВОДЯНОЙ ТЕПЛОВОЙ СЕТИ
1.	ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ
Система теплоснабжения открытая.
Регулирование отпуска тепловой энергии качественное, по темпе¬
ратурному графику 150 — 70 °C.
Расчетная температура наружного воздуха tH в = —26 °C.
Количество часов в отчетном периоде п = 30-24 = 720.
Средняя температура наружного воздуха за отчетный период
tffB= —20 °C.
Средняя температура воды за отчетный период на источнике
теплоты, °C:
в подающем трубопроводе ti₽ = 131,
в обратном трубопроводе tfP = 64,
в источнике холодного водоснабжения Гкв = 5.
Расчетная среднегодовая температура воды в сети по утвержден¬
ному графику, °C:
в подающем трубопроводе Дг = 78,
в обратном трубопроводе tjr = 46.
Среднегодовая температура наружного воздуха = 0 °C,
Среднегодовая температура грунта иа глубине заложения под
земных трубопроводов сети	= 4 °C.
Средняя температура грунта за отчетный период = 2 °C.
Нормативные среднегодовые потери тепловой энергии через
изоляцию трубопроводов, МВт (Гкал/ч):
подземной прокладки Д(2пз = 3,72 (3,2),
надземной прокладки AQS1 = 0,565(0,486); AQ"2 = 0,365(0,314).
Отпуск тепловой энергии от источника теплоты за отчетный
период Q = 1384641 ГДж (330700 Гкал).
206

Количество воды в подающем трубопроводе за отчетный
период, зафиксированное прибором на подающем трубопроводе источ¬
ника теплоты, G, = 4944760 т.
Объем тепловой сети и присоединенных к ней местных систем
V = 28 333 м3.
Плотность воды (при tf + tf)/2 = (131 + 64)/2 97,5 °C, у =
= 960 кг/м3.
Суммарный отпуск тепловой энергии за отчетный период всем
потребителям I группы учета, зафиксированный приборами на
і=4
тепловых пунктах этих потребителей, £ Q' = 468944 ГДж(112000 Гка т).
Суммарное количество воды по подающему трубопроводу за
отчетный период у всех потребителей I группы учета, зафиксиро¬
ванное приборами на тепловых пунктах этих потребителей,
I	= )!
£ С/,- = 1668800 т.
І=1
Суммарное общее количество сетевой воды на отопленье,
вентиляцию и горячее водоснабжение у всех потребителей II группы
учета за отчетный период, измеренное приборами на тепловых
і=к
пунктах этих Потребителей, У, р,ІогкР = 1760000 т.
і=1
Суммарный общий расчетный расход воды на отопление, вен¬
тиляцию и горячее водоснабжение у всех потребителей III группы
учета у G’JJ = 1907 т/ч.
і= 1
Количество воды, измеренное прибором, установленным на общем
обратном трубопроводе теплового пункта данного потребителя
II	группы учета, за отчетный период gJ’ = 11520 т.
Количество воды, измеренное прибором, установленным на подаю¬
щем трубопроводе горячего водоснабжения данного потребителя
II группы учета, за отчетный период GrJ п = 3460 т.
Количество циркуляционной воды, измеренное прибором, установ¬
ленным на циркуляционном трубопроводе данного потребителя
II группы, за отчетный период G1’ = 1300 т.
Расчетный общий расход воды на отопление, вентиляцию п
горячее водоснабжение данного потребителя III группы Gf,11 = 6,2 т/ч.
Объем местной системы потребления данного потребителя
II группы Vй = 38 м3.
Объем местной системы теплопотребления данного потребителя
Ш группы V111 = 12 м3.
Производительной утечки в тепловых сетях и местных систе¬
мах теплопотреследпя за отчетный период не имелось.
Суммарные потери тепловой энергии с непроизводительно.!
утечкой за опытный период у всех потребителей I группы учета
X Д(?й'гк*’ = 6389 ГДж (1526 Гка.,).
і = і
2,07

Суммарная непроизводительная утечка за отчетный период от всех
і—к
потребителей I группы учета У. Gj°TK₽ = 16 500 т.
2.	РАСЧЕТ
Утечка воды из сети и систем теплопотребления по (6.4)
GJ™P = 2,5 • 10“ 6 ■ 28 333 ■ 960 • *720 = 48960 т.
Потери тепловой энергии с утечкой по (6.3)
= 4,187-48960^ 131 * 64 _ 5^ Ю“3 = 18963 ГДж;
/ іаі + ал \
0*п = 1-48960І	2	~ 5/ 10~3 = 4529 Гкал‘
Потери тепловой энергии через изоляцию трубопроводов:
а)	по (6.6)
де™11 = з,72ш + 64-2-2 = 6 13 мВт;
78 + 46 -2-4
Дбга" = 3,2 131 +64~-2-2 = 5,27 Гкал/ч;
Ѵп 78 + 46 -2-4
б)	по (6.7)
Д&1 = 0,585 131 ~(-~20) = 109 МВт;
Ю1	78-0
Де2з1 = 0,486 1317~ (~20) = 0,94 Гкал/ч; _
в)	по (6.7а)
ДбнЛ = 0,365 64-(-20) = 0,70 МВт;
Ѵн32	46-0
Д(2нз2 = 0,314 64	= 0,60 Гкал/ч;
г)	по (6.5)
ДСв п = 720(6,13 + 1,09 + 0,7)3,6 = 20529 ГДж,
AQ° n = 720(5,27 + 0,94 + 0,6) = 4903 Гкал.
Тепловые потери за отчетный период ііо (6.1)
УД6?:Й = 18963 + 20529 = 39 492 ГДж;
ЕД(2?:п = 4529 + 4903 = 9432 Гкал.
208

Суммарный отпуск тепловой энергии потребителям II и III групп
учета, общий иа отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение,
за отчетный период по (3.16)
і=к
£ ^ЦЛПоткр = ! 384641 - 39492 - 2 - 468944 + 6389 = 882594 ГДж;
І=1
і=к
£ еІі,Шоткр = 330700 _ 9432 _ Ц2000 + 1526 = 210794 Гкал.
• = і
Суммарное количество сетевой воды у всех потребителей II и
III групп учета за отчетный период, общее на отопление, вентиляцию
и горячее водоснабжение, по (3.15)
і=4
£ gii,iiiotkP = 49447бо _ 48960 - 1668800 + 16500 = 3243 500 т.
•=і
Суммарный общий отпуск тепловой энергии на отопление, вен¬
тиляцию и горячее водоснабжение всем потребителям II группы
учета по (3.14)
У л!Іоткр = —760 — 882594 = 478917 ГДж;
3243 500
£* „Поткр = 1760000 210794 = 114382 Гкал.
3243500
Общее количество сетевой воды на отопление, вентиляцию и
горячее водоснабжение у данного потребителя II группы за отчетный
период по (3.13)
giiotkP = п 520 + 3460 _ 1300 = 1368О т
Доля непроизводительной утечки за отчетный период данного
потребителя II группы от общей утечки по системе теплоснабжения,
соответствующая объему его системы теплопотребления, по (3.2) и
(3.2а)
g" =	48 960 = 66 т.
28 333
Потери тепловой энергии с утечкой из местной системы
теплопотребления данного потребителя II группы за отчетный период
по (3.11)
AG” = 4,187-66(131 - 5) ІО 3 = 33,5 ГДж;
Дб" = 1-66(131 -5) ІО-3 = 8 Гкал.
209

Отпуск тепловой энергии данному потребителю II группы учета,
общий на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение, за
отчетный период по (3.12)
еІ1откр =	478917 + 33’5 = 3756 ГДж:
1 /OUvvU
еііоткр=' PgL. 114382 + 8 = 897 Гкал.
V 1760000
Суммарный отпуск тепловой энергии всем потребителям III группы
учета за отчетный период на отопление, вентиляцию и горячее
водоснабжение по (5.5)
е',,откр = 882594 - 478917 = 403677 ГДж;
і= 1
i=fc
£ й,п°ткР = 210794 - 114382 = 96412 Гкал.
i= 1
Доля непроизводительной утечки данного потребителя III группы
за отчетный период по (3.2) и (3.2а)
12
G" =	- 48960 = 21 т.
28333
Потери тепловой энергии с утечкой из местной системы тепло-
потребления данного потребителя III группы за отчетный период
по (5.3):
Дбуг — 4,187-21( —31 +
\	2
- 5) 10“3 = 8,135 ГДж;
де^ = і-2і(131^-- -5)
10 3 = 1,943 Гкал.
Отпуск тепловой энергии за отчетный период данному потреби¬
телю III группы учета, общий на отопление, вентиляцию и горя¬
чее водоснабжение, по (5.4)
еп,от"Р =	403677 + 8,135 = 1320,6 ГДж;
е1Поткр = ~ 96412 + 1,943 = 315,4 Гкал.
210

ПРИЛОЖЕНИЕ 5. МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОПРАВКИ
(ПОПРАВОЧНОГО МНОЖИТЕЛЯ) К ИЗМЕНЕНИЮ
ХАРАКТЕРИСТИКИ ШКАЛЫ ВРЕМЕНИ ДИАГРАММ
САМОПИШУЩИХ ПРИБОРОВ ПРИ ИХ
ПЛАНИМЕТРИРОВАНИИ *
Погрешность шкалы времени ленточных диаграмм определяется
следующими составляющими, которые действуют одновременно и
постоянно:
изменением скорости продвижения диаграмм самопишущих при¬
боров из-за отклонения частоты переменного тока электропитания
синхронных двигателей, осуществляющих привод механизмов продви¬
жения диаграмм, данных приборов, от номинального значения
(50 Гц);
погрешностью скорости продвижения диаграмм самопишущих
приборов, которая определяется классом механизмов привода диаграмм
самопишущих приборов;
изменением линейных размеров (в машинном направлении) лен¬
точных диаграмм при изменении влажности воздуха.
Для определения значений всех составляющих указанной погреш¬
ности (тем самым и значения поправки) предложен метод, основан¬
ный на измерении линейных размеров линии записи и шкалы
времени планиметрируемон диаграммы с последующим использова¬
нием результатов измерений для расчета поправочного множи¬
теля, на который необходимо умножить результаты планиметри¬
рования.
Порядок проведения операций:
измеряют длины записи контролируемого параметра на плани-
метрируемой диаграмме А, и расстояние между отметками шкалы
времени диаграмм, эквивалентное 12 ч, А2; средства измерений —
штангенциркуль с ценой деления 0,1 мм или металлическая линейка
(ГОСТ 427-75);
рассчитывают поправочный множитель, учитывающий все состав¬
ляющие погрешности шкалы времени планиметрируемой диаграммы
К, на который необходимо умножить результат планиметрирования,
К = (A'JAMAJA'z) = (АТц/А,) [А2/(12г)],	(1)
где Аі — расчетное расстояние между отметками времени, которое
представляется на диаграмме при ее установке и снятии, мм;
ДТ — период, ограниченный указанными отметками времени, ч; А2 —
расчетное расстояние между отметками шкалы диаграммы, ограни¬
чивающими время 12 ч; при скорости продвижения диаграммы
20 мм/ч данное расстояние равно 240 мм.
* Метод предложен К. О. Дереном (Литовглавэнерго),
211

Пример. Исходные данные:
а)	дата установки диаграммы 13.06.85 в 0 ч, снятия —
14.06.85 в 0 ч 12 мин;
б)	скорость продвижения диаграммы 20 мм/ч.
Решение. 1. Измерен параметр At = 479 мм.
2.	Измерено расстояние А2 = 239,7 мм штангенциркулем с преде-'
лом измерения 0—250 мм.
3.	Рассчитан поправочный множитель по (1)
К =
24,2-20 239,7
479 12-20
= 1,00917.
УТВЕРЖДЕНО
Главгосэнергонадзором
Минэнерго СССР
31 июля 1985 г.
УТВЕРЖДЕНО
Главтехуправлением
Минэнерго СССР
22 июля 1985 г.

Раздел второй
УСТРОЙСТВО
ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКИХ
УСТАНОВОК
24.	О ПРИМЕНЕНИИ ВЗРЫВОЗАЩИЩЕННЫХ
ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ
С 1 апреля 1981 г. введен в действие разд. 7 действующих
«Правил устройства электроустановок». В соответствии с требования¬
ми гл. 7-3 следует выбирать электродвигатели для взрывоопасных
зон помещений и наружных установок. Электродвигатели по марки¬
ровке взрывозащиты должны соответствовать классу взрыво¬
опасной зоны, а также категории и группе взрывоопасной смеси
по ГОСТ 12.1.011-78.
В связи с тем, что в настоящее время серийно изготовляются
электродвигатели для сред категорий ПС (ГОСТ 12.2.020 - 76) не
всех типоразмеров и ВНИИВЭ определил скорость нарастания темпе¬
ратуры в обмотках статора и ротора электродвигателей некоторых
типоразмеров серий ВАО, ВАО-2 и В и время, необходимое для
установления времени срабатывания защиты от перегрузок в режиме
опрокидывания, Главгосэнергонадзор Минэнерго СССР принял следую¬
щее.
По согласованию в каждом конкретном случае с ВНИИВЭ
допускается использовать двигатели серий ВАО в исполнении ВЗГ
и ВЗТ4-В, а также серий В и ВАО-2 с маркировкой по взрыво¬
защите ВЗТ4-В как двигатели повышенной надежности против
взрыва во взрывоопасных зонах классов B-Іа, В-Іг и В-ІІ.
25.	ИНСТРУКЦИЯ ПО УЧЕТУ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
В ЭНЕРГОСИСТЕМАХ
ВВЕДЕНИЕ
Настоящая Инструкция предназначена для персонала главных
производственных управлений энергетики и электрификации, районных
энергетических управлений (РЭУ), производственных энергетических
объединений (ПЭО) и их подразделений, предприятий энергонадзора
и их отделений, предприятий электрических сетей (ПЭС и РЭС),
электрических станций (ЭС) и подстанций (ПС).
Инструкция устанавливает порядок учета электроэнергии в
энергосистемах и эксплуатационного обслуживания приборов учета.
213

Учет электроэнергии, отпущенной потребителям, регламентирован в
«Правилах пользования электрической и тепловой энергией»
(Энергоиздат, 1982).
Инструкция разработана на основе действующих «Общих поло¬
жений о порядке учета и контроля расхода топлива, электрической
и тепловой энергии для промышленных, транспортных, сельско¬
хозяйственных и коммунально-бытовых предприятий и организаций»,
утвержденных Государственным комитетом по науке и технике, Гос¬
планом СССР, Госснабом СССР и ЦСУ СССР.
Перечень ГОСТ, использованных в Инструкции, приведен в
приложении 10.
Инструкция составлена с учетом замечаний и предложений
Мосэнерго, Ленэнерго, Свердловэнерго и ряда других энергосистем,
а также института Энергосетьпроект.
С вводом настоящей Инструкции утрачивает силу «Инструкция
по учету электроэнергии в энергосистемах» (Госэнергоиздат, 1951).
1.	ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1.	Основной целью учета электроэнергии в энергосистемах
является контроль за объемами ее производства и потребления, а
также получение достоверной информации для решения следующих
технико-экономических задач на всех уровнях управления в энергетике:
финансовые расчеты за электроэнергию между энергосберегаю¬
щими предприятиями и потребителями, а также энергоснабжающими
организациями Минэнерго СССР;
контроль за соблюдением лимитов, мощности и потребления
электроэнергии;
определение и планирование выработки и потерь электро¬
энергии при всех классах напряжения;
определение и планирование удельных расходов топлива на
электростанциях;
определение себестоимости выработки, передачи и распределения
электроэнергии.
1.2.	Система учета должна обеспечивать определение количества
электроэнергии:
выработанной генераторами электростанций;
потребленной на собственные и хозяйственные нужды (раздельно)
электростанций и подстанций;
потребленной на производственные нужды энергосистемы;
отпущенной потребителям по линиям, отходящим от шин электро¬
станций непосредственно к потребителю;
переданной в другие энергосистемы или полученной от них;
отпущенной потребителю из электрической сети;
поступившей в электрические сети различных классов напря¬
жения;
переданной по транзитным линиям (отдельно в каждом направ¬
лении);
переданной на экспорт.
214

L3. При снятии показаний со средств учета электроэнергии
учитываются только коэффициенты трансформации измерительных
трансформаторов. Введение других поправочных коэффициентов не
допускается. Метрологическое обеспечение средств учета электро¬
энергии должно осуществляться органами Госстандарта и метрологи¬
ческими службами энергосистем на основе действующей нормативно¬
технической документации.
1.4.	Установку, эксплуатацию и техническое обслуживание рас¬
четных счетчиков должен осуществлять персонал предприятий
энергонадзора, счетчиков технического учета — персонал электрических
станций и предприятий электрических сетей (далее — энергообъекта).
1.5.	Проверку вторичных цепей учета электроэнергии следует
выполнять персоналу местной службы релейной защиты, автоматики
и измерений или персоналу электротехнической лаборатории.
1.6.	Объем и периодичность проверки вторичных цепей учета
электроэнергии должны соответствовать требованиям, изложенным в
«Общей инструкции по проверке устройств релейной защиты,
электроавтоматики и вторичных цепей» («Энергия», 1975).
1.7.	При обслуживании средств учета электроэнергии необходимо
выполнять организационные и технические мероприятия по обеспе¬
чению безопасности работ в соответствии с действующими «Прави¬
лами техники безопасности при эксплуатации электроустановок».
Основные определения
1.8.	Расчетный (коммерческий) учет электроэнергии — учет выра¬
ботанной, а также отпущенной электроэнергии для денежного
расчета за нее. Счетчики, устанавливаемые для расчетного учета,
называются расчетными счетчиками.
1.9.	Технический (контрольный) учет электроэнергии — учет для
контроля расхода электроэнергии внутри электростанций, подстанций,
предприятий, а также для расчета и анализа потерь электро¬
энергии в электрических сетях всех классов напряжения. Счетчики,
устанавливаемые для технического учета, называются счетчиками
технического учета.
1.10.	Счетчики, учитывающие активную электроэнергию, назы¬
ваются счетчиками активной электроэнергии (далее — счетчики).
1.11.	Счетчики, учитывающие интегрированную реактивную
мощность за учетный период, следует (условно) называть счетчиками
реактивной мощности.
1.12.	Блок-станция — это электростанция, не находящаяся в хозяйст¬
венном подчинении энергоуправлений (энергообъединений) Минэнерго
СССР, имеющая связи по электрическим сетям с электроустанов¬
ками энергоснабжающей организации и находящаяся в оперативном
подчинении диспетчера энергосистемы.
1.13.	Поверка средств измерения — это определение метрологи¬
ческим органом погрешностей средств измерения и установление
его пригодности к применению.
Государственная поверка средств измерения — поверка органами
государственной метрологической службы.
215

Ведомственная поверка средств измерения — поверка органами
ведомственной метрологической службы.
Первичная поверка средства измерения — первая поверка, произво¬
димая при выпуске его из производства или ремонта.
Периодическая поверка средства измерения — поверка при его
эксплуатации и хранении через определенные промежутки времени.
Внеочередная поверка средства измерения — поверка до наступ¬
ления срока его очередной периодической поверки.
Поверительное клеймо — это знак, наносимый на средство из¬
мерения и удостоверяющий факт его поверки и признания годным
к применению.
1.14.	Расход электроэнергии на собственные нужды электро¬
станций и подстанций — потребление электроэнергии приемниками,
обеспечивающими необходимое функционирование электростанций и
подстанций в технологическом процессе- выработки, преобразования
и распределение электроэнергии.
1.15.	Расход электроэнергии на хозяйственные нужды энерго¬
систем — потребление электроэнергии вспомогательными и непро¬
мышленными подразделениями, находящимися на балансе электро¬
станций и предприятий электрических сетей, необходимое для
обслуживания основного производства, но непосредственно не связан¬
ное с технологическими процессами производства тепловой и электри¬
ческой энергии на электростанциях, а также передачи и распреде¬
ления электроэнергии.
1.16.	Расход электроэнергии на производственные нужды энерго¬
системы — потребление электроэнергии районными котельными и
электробойлерными установками, состоящими как на самостоятель¬
ном балансе, так и на балансе электростанций, а также на
перекачку воды гидроаккумулирующими и перекачивающими установ¬
ками.
2.	УЧЕТ АКТИВНОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ
2.1.	Расчетные счетчики электроэнергии на электростанциях долж¬
ны устанавливаться для учета электроэнергии, выработанной гене¬
раторами, потребленной раздельно на собственные и хозяйственные
нужды и отпущенной потребителям непосредственно с шин электро¬
станций для денежного расчета за нее.
2.2.	Классы точности, количество и пункты установки расчетных
счетчиков должны соответствовать требованиям гл. 1-5 действующих
«Правил устройства электроустановок» (ПУЭ).
2.3.	На электростанциях расчетные счетчики следует устанавливать
на генераторах; на стороне высшего напряжения трансформаторов
собственных нужд и линиях, питающих шины основного напря¬
жения собственных нужд; у потребителей хозяйственных нужд,
на межсистемных линиях электропередачи; на линиях, отходящих с
шин электростанции и принадлежащих потребителям.
Если линия, отходящая к потребителю, питается по блочной
схеме (генератор — трансформатор — линия), то на ней нужно устанав¬
216

ливать счетчики технического учета. Расчетными являются счетчики,
установленные на генераторе и стороне высшего напряжения
трансформатора собственных нужд (СН).
2.4.	Если расчетные счетчики установлены в соответствии с
п. 1-5-7 ПУЭ на стороне низшего напряжения трансформаторов
СН, то при учете электроэнергии на собственные нужды к по¬
казаниям расчетных счетчиков следует добавлять потери электро¬
энергии в трансформаторах СН.
2-5. Для учета электроэнергии, расходуемой на хозяйственные
нужды электростанции, расчетные счетчики следует устанавливать:
при питании группы потребителей от отдельного трансформатора,
как правило, на стороне высшего напряжения трансформатора;
при питании от различных трансформаторов или секций шнн СН
на каждой линии, отходящей к потребителю, в соответствии с
п. 1-5-7 ПУЭ.
2.6. Потери электроэнергии в главных трансформаторах блок-
станции как при отдаче, так и при получении электроэнергии
от энергосистемы относятся к расходу электроэнергии на блок-
станции.
.	2.7. При наличии на блок-станции шин нескольких классов
напряжения и транзита электроэнергии через главные трансформато¬
ры дополнительные потери в трансформаторах от этих перетоков
следует относить к потерям в электрических сетях энергосистемы.
2.8.	Счетчики технического учета электроэнергии на электро¬
станции необходимо устанавливать для учета расхода электро¬
энергии на технологические процессы производства электрической
и тепловой энергии.
2.9.	Пункты установки и классы точности счетчиков технического
учета электроэнергии, а также измерительных трансформаторов
должны соответствовать требованиям гл. 1-5 ПУЭ.
2.10.	На каждой электростанции приказом должен быть назначен
ответственный за техническое состояние средств учета электро¬
энергии, имеющий допуск к их поверке.
2.11.	Ежемесячно по записям показаний счетчиков в 0 ч местного
времени 1-го числа на каждой электростанции необходимо состав¬
лять баланс электроэнергии, который включает в себя:
выработку электроэнергии генераторами электростанции Wr;
поступление электроэнергии от энергосистемы W3C;
расход электроэнергии на собственные нужды электростанции
^с.н!
расход электроэнергии на хозяйственные нужды электростанции
н>
расход электроэнергии электростанций на производственные нужды
энергосистемы
отпуск электроэнергии с шин электростанции потребителю по
классам напряжений
отпуск электроэнергии с шин электростанции в сети энерго¬
системы 1УОС;
потери электроэнергии в главных трансформаторах электростан¬
ций ДИ^р.
217

2.12.	Элементы расхода электроэнергии на собственные нужды
тепловых гидроэлектростанций, хозяйственные нужды электростанций
и производственные нужды энергосистемы приведены соответственно
в приложениях 1 — 3.
2.13.	Все составляющие баланса электроэнергии, за исключением
потерь электроэнергии в главных трансформаторах электростанции,
следует определять на основании ее измерения с помощью расчетных
счетчиков и счетчиков технического учета.
2.14.	Потери электроэнергии в главных трансформаторах электро¬
станции следует определять расчетным путем:
постоянные — с использованием технических данных трансформато¬
ра и продолжительности его работы (в часах);
переменные — на основе фактического графика нагрузки трансфор¬
матора.
2.15.	Для определения потерь электроэнергии в главных трансфор¬
маторах электростанции должна быть разработана местная инструкция,
которая согласовывается с энергонадзором и утверждается руковод¬
ством энергосистемы.
2.16.	Для составления ежемесячного баланса электроэнергии и
контроля за техническим состоянием средств учета должен быть
оформлен акт выработки и отпуска электроэнергии на электро¬
станции (приложение 4).
2.17.	Акт выработки и отпуска электроэнергии на электро¬
станции должна составлять комиссия по записям.показаний счетчиков,
выполненным оперативным персоналом электростанции в 0 ч местного
времени 1-го числа каждого месяца.
В комиссию входят главный инженер или начальник ПТО
электростанции (председатель), представитель энергонадзора и ответ¬
ственный за учет электроэнергии на электростанции (члены комиссии).
Акт составляется в двух экземплярах; из которых один остается
на электростанции в группе учета, а второй пересылается 2-го
числа каждого месяца в энергонадзор.
2.18.	Показания счетчиков, по которым составляется баланс
электроэнергии, следует записывать по заданному маршруту, указан¬
ному в местной инструкции.
2.19.	Для контроля за точностью средств учета электроэнергии
по составляющим ежемесячного ее баланса на электростанции
следует определять фактический небаланс электроэнергии, %,
(Wr +	+ И\.и + И'П.Н)-(И'<).П+
ф	w, +
(2.1)
2.20.	Фактический небаланс должен быть меньше или равен
допустимому.
2.21.	Допустимый небаланс следует определять по формуле
НБа = ± j/£ rnid2ni + f 52ОІ42ОІ,
(2.2)
218

где 8nf(8oi) - среднеквадратичная погрешность, %, і-го измерительного
комплекса, соответствующая классам точности входящих в него
трансформаторов напряжения, тока и счетчика, учитывающего поступив¬
шую (отпущенную) электроэнергию; dni(doi) - доля электроэнергии,
поступившая (отпущенная) через і-й измерительный комплекс; к —
число измерительных комплексов, учитывающих электроэнергию,
поступившую на шины электростанции; т — число измерительных
комплексов, учитывающих отпущенную электроэнергию (в том числе
на собственные и хозяйственные нужды электростанции).
Среднеквадратичную погрешность і-го измерительного комплекса
допускается определять по формуле
8. = ± 1/б2сі + 82 ті + 6?.Hfc	(2.3)
где 8cj — погрешность счетчика (по данным государственной повер¬
ки); 8т.ті(8т.ні) — погрешность трансформатора тока (трансформатора
напряжения), соответствующая классу точности (по паспортным дан¬
ным или по данным поверки).
Долю электроэнергии, пропущенной через і-й измерительный
комплекс, следует, определять по формуле
= WJW^y,	(2.4)
где tVj — количество электроэнергии, пропущенной через і-й измери¬
тельный комплекс за отчетный период; И^хп(о) — суммарное количество
электроэнергии, поступившей (отпущенной) на шины электростанции
за отчетный период. ■
Пример расчета допустимого небаланса по (2.2) приведен в
приложении 5.
2.22.	Если фактический небаланс, полученный по (2.1), больше до¬
пустимого небаланса, определенного по (2.2), персоналу энерго¬
надзора необходимо выявить причины этого и принять меры по
их устранению в течение 1 мес.
2.23.	В целях снижения небаланса и затрат времени на его
определение следует устанавливать общестанционные автоматизирован¬
ные системы учета электроэнергии (на базе ИИСЭ или других систем).
2.24.	Для определения технико-экономических показателей электро¬
станции оперативный персонал ежемесячно в одно и то же время
по заданному маршруту должен записывать показания расчетных
и технических счетчиков. Указанные сведения следует передавать в
группу учета электростанции.
3.	УЧЕТ АКТИВНОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ
3.1.	Расчетные счетчики на подстанции энергосистемы следует
устанавливать для учета электроэнергии, поступившей на ее шины от
других энергосистем, электростанций других ведомств, а также
электроэнергии, отпущенной потребителям непосредственно с шин
219

подстанции; электроэнергии, отпущенной в другие энергосистемы, и
расхода электроэнергии на собственные и хозяйственные нужды под¬
станции.
3.2.	Счетчики технического учета на подстанции энергосистемы
необходимо устанавливать для учета электроэнергии,' поступившей на
ее шины, расхода электроэнергии на производственные нужды энерго¬
системы, а также электроэнергии, отпущенной в электрические сети
энергосистемы, которой принадлежит подстанция.
3.3.	Расчетные счетчики нужно устанавливать на подстанции
энергосистемы в соответствив с п. 1-5-9 ПУЭ.
3.4.	Классы точности расчетных счетчиков должны соответство¬
вать приведенным в п. 1-5-15 ПУЭ, счетчиков технического учета —
п. 1-5-44 ПУЭ.
3.5.	Счетчики технического учета следует устанавливать в соот¬
ветствии с п. 1-5-41 ПУЭ.
3.6.	На каждом сетевом предприятии приказом должен быть
назначен ответственный за техническое состояние средств учета
электроэнергии, имеющий допуск к поверке средств учета электро¬
энергии.
3.7.	Ежемесячно по подстанции необходимо составлять баланс
электроэнергии по записям показаний счетчиков в 0 ч местного
времени 1-го числа.
В баланс должны входить следующие сведения:
поступление электроэнергии на шины подстанции Wn;
отпуск электроэнергии Wo;
расход электроэнергии на собственные 1ѴСІ1 и хозяйственные
нужды н подстанции и производственные нужды Wn н энерго¬
системы;
потери электроэнергии в силовых трансформаторах подстанции
ДИ\р.
Все составляющие баланса, кроме потерь электроэнергии в
силовых трансформаторах, должны быть измерены счетчиками рас¬
четного и технического учета. Элементы расхода электроэнергии
на собственные, хозяйственные нужды подстанции и производствен¬
ные нужды энергосистемы приведены соответственно в приложениях
6, 2 и 3.
3.8.	Потери электроэнергии в силовых, трансформаторах следует
определять расчетным путем по местной инструкции, согласован¬
ной с энергонадзором и утвержденной руководством энерго¬
системы.
3.9.	Фактический небаланс (по данным на 0 ч 1-го числа)
следует определять по формуле, %,
НК -	- ^.н - И^н - И^п н - Д)Етр <лл
*“	Wn	10°-
3.10.	Полученный фактический небаланс следует сравнить с до¬
пустимым. При этом должно быть НБф НБД.
3.11.	Допустимый небаланс следует определять по (2.2).
220

3.12.	Если фактический небаланс превышает допустимый, пер¬
соналу энергообъекта необходимо выявить причины этого и принять
меры по устранению их в течение 1 мес.
3.13.	Результаты составления баланса должны быть оформлены
актом, который используется для сведения баланса по РЭС, ПЭС
(приложение 7).
3.14.	На подстанции с централизованным обслуживанием оператив¬
но-выездными бригадами, находящимися на диспетчерских пунктах
(с удалением подстанции на расстояние не более 70 км), учет
электроэнергии следует осуществлять ежемесячно.
3.15.	На некоторых подстанциях 35 кВ, находящихся в удаленных
и труднодоступных районах, допускается производить учет электро¬
энергии с другой периодичностью, устанавливаемой руководством
энергосистемы.
4.	УЧЕТ МЕЖСИСТЕМНЫХ ПЕРЕТОКОВ
АКТИВНОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
4.1.	Учет межсистемных перетоков электроэнергии производится
в целях финансовых расчетов за нее, а также для определения
потерь электроэнергии от этих перетоков.
4.2.	На каждой стороне межсистемной линии следует устанавли¬
вать по два индукционных счетчика со стопорами (или по одному
электронному счетчику), учитывающих отпущенную и полученную
электроэнергию.
4.3.	Расчетными являются счетчики (индукционные), учитывающие
отпущенную электроэнергию. Счетчики, учитывающие полученную
электроэнергию, являются счетчиками технического учета (контроль¬
ными).
Если на границе раздела электрической сети установлены
электронные счетчики, то оба счетчика являются расчетными. При
этом расчеты за электроэнергию между энергосистемами осуществляют¬
ся по показаниям элементов счетчиков, учитывающих отпущенную
электроэнергию с учетом границы раздела.
4.4.	Классы точности расчетных счетчиков должны соответ¬
ствовать требованиям гл. 1-5 ПУЭ, классы точности счетчиков
технического учета должны быть такими же, как и классы точ¬
ности расчетных счетчиков.
В межсистемной линии погрешности счетчиков, установленных
по ее концам, должны быть согласованы до одного знака.
4.5.	Ответственность за техническое состояние и метрологическое
обеспечение расчетных счетчиков возлагается на те энергонадзоры,
на балансе которых находятся счетчики.
4.6.	Потери электроэнергии в межсистемной линии должны от¬
носиться к той энергосистеме, которой принадлежит данная линия.
Если граница раздела находится на трассе линии и отдельные ее
участки соответственно принадлежат двум и более энергосистемам,
то потери электроэнергии в линии распределяются между энерго¬
системами пропорционально протяженности этих участков.
221

4.7.	Потери электроэнергии можно определять расчетным путем
по несальдированному отпуску, зафиксированному расчетными счет¬
чиками, установленными на подстанциях. Для уточнения расчетов
допускается установка счетчиков потерь электроэнергии, измеряю¬
щих I2t.	•
5.	УЧЕТ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
5.1.	Основными целями учета реактивной мощности являются:
обеспечение контроля за фактическим потреблением (или выдачей)
реактивной мощности потребителями с присоединенной мощностью
до 750 кВ-А и выше;
обеспечение контроля перетоков реактивной мощности по межси¬
стемным линиям электропередачи;
получение информации о реактивной мощности, «генерируемой»
или потребляемой генераторами электростанций, компенсирующими
устройствами, установленными на подстанциях энергосистем 35 кВ
и выше, а также о реактивной мощности, передаваемой с шин среднего
и низшего напряжений этих подстанций.
5.2.	Счетчиками расчетного учета реактивной мощности следует
считать счетчики, используемые для определения скидки и надбавки
к тарифам на электроэнергию за компенсацию реактивной мощности в
соответствии с прейскурантом № 09-01 «Тарифы на электрическую
и тепловую энергию, отпускаемую энергосистемами и электростан¬
циями Министерства энергетики и электрификации СССР», а также
счетчики, используемые для контроля перетоков реактивной мощ¬
ности по межсистемным линиям электропередачи.
5.3.	Счетчиками технического учета реактивной мощности сле¬
дует считать счетчики, устанавливаемые на электростанциях и под¬
станциях энергосистем и используемые для решения следующих
технико-экономических задач:
оптимизации установившихся режимов по реактивной мощности,
выбора компенсирующих устройств, режима их работы и мест уста¬
новки в электрических сетях; -
расчета и анализа установившихся режимов, потерь мощности
и электроэнергии в электрических сетях энергосистемы.
5.4.	Порядок контроля за фактическим потреблением (или выдачей)
реактивной мощности потребителями определен в подразделе 2.3
«Правил пользования электрической и тепловой энергией».
5.5.	Общие требования к пунктам установки счетчиков реактивной
мощности и классам их точности на электрических станциях и подстан¬
циях энергосистем определены в гл. 1-5 ПУЭ.
Учет реактивной мощности, «генерируемой» или потребляемой
компенсирующими устройствами, следует осуществлять счетчиками
класса точности 2,0. При этом на синхронных и статических компен¬
саторах, а также генераторах, работающих в режиме синхронных
компенсаторов, необходимо устанавливать два счетчика со стопорами.
5.6.	Порядок и объемы обслуживания, поверки, ремонта и эксплуата¬
ции расчетных счетчиков и счетчиков реактивной мощности должны
удовлетворять требованиям, изложенным в разд. 7.
222

6.	АВТОМАТИЗАЦИЯ УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
6.1.	Автоматизацию учета электроэнергии на электростанциях и
подстанциях энергосистемы следует осуществлять в целях:
повышения достоверности баланса электроэнергии на шинах
электростанции и подстанции;
снижения коммерческих потерь электроэнергии за счет одновремен¬
ности снятия показаний счетчиков;
повышения скорости обработки информации;
оперативного контроля за выполнением диспетчерского графи¬
ка нагрузок электростанции, в том числе в часы максимальной и мини¬
мальной нагрузок энергосистемы.
6.2.	Автоматизацию учета электроэнергии, как правило, необходимо
осуществлять на основе серийно выпускаемых автоматизированных
систем.
6.3.	Количество и тип информационно-измерительных систем
учета и контроля электроэнергии для энергообъекта определяются
количеством и видом решаемых за/Гач.
6.4.	Информационно-измерительные системы, устанавливаемые
на электростанциях и крупных узловых подстанциях с большим
количеством рассредоточенных пунктов учета электроэнергии, следует
применять, как правило, для автоматизации составления баланса
электроэнергии.
6.5.	-Счетчики сдатчиками информационно-измерительной системы,
используемые для расчетного и технического учета электроэнергии,
необходимо устанавливать в соответствии с разд. 2 и 3 настоящей
Инструкции.
6.6.	Метрологическое обеспечение информационно-измерительных
систем по учету электроэнергии в условиях эксплуатации следует
осуществлять в соответствии с требованиями ГОСТ 8.437-81.
6.7.	Первичные, периодические и внеочередныёТТ6ВёрйГ"инфор-
мационно-измерительных систем учета и контроля электроэнергии
необходимо выполнять в соответствии с методическими указаниями по
методам и средствам поверки, приведенными в комплекте доку¬
ментации заводов-изготовителей на эти системы.
6.8.	Информационно-измерительная система, установленная на
энергообъекте и предназначенная для расчетного учета электроэнергии,
после сдачи по акту в эксплуатацию должна быть, как правило, пере-
дана на баланс энергонадзора. Допускается передача на баланс энерго¬
надзора только расчетных счетчиков-датчиков с сохранением остальных
составных частей системы в эксплуатации энергообъекта под контролем
эне^гонащйВД,	—4—

6.9.	Эксплуатацию, ремонт и метрологический надзор должен
осуществлять персонал электростанций й подстанцийна основании
мест1!2^„инструкщш, которую следует разрабатывать исходя из нор¬
мативно-технической документации, указанной в пп. 6.6, 6.7.
6.10.	Эксплуатационное обслуживание автоматизированных систем
должны выполнять лица, прошедшие специальный курс обучения и
получившие допуск к выполнению этих работ.	*
223

7.	ОРГАНИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПРИБОРОВ УЧЕТА
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
Расчетный учет электроэнергии
7.1.	Расчетные счетчики должны находиться на балансе над¬
зора.
7.2.	Расчетные счетчики подлежат государственной и ведомственной
поверкам.
7.3.	Поверенные расчетные счетчики должны иметь на креплении
кожухов пломбы Государственного комитета СССР по стандартам,
а также пломбу энергонадзора на крышке блока контактных зажи¬
мов счетчика.
7.4.	Нарушение пломбы на счетчике лишает законной силы его
показания.
7.5.	Персонал энергообъекта несет ответственность за сохранность
счетчика, его пломб и за соответствие цепей учета электроэнергии
установленным требованиям.
7.6.	Периодичность государственной поверки должна соответ¬
ствовать требованиям ГОСТ 8.002 — 71.
7.7.	Первичную государственную поверку счетчиков, уста¬
навливаемых на электростанциях и подстанциях, следует проводить
перед их установкой.
7.8.	Объем государственной поверки определяется ГОСТ 8.259 — 77.
7.9.	Результаты государственной поверки счетчика оформляются
протоколом (приложение 8). Срок хранения протокола определен в
ГОСТ 8.259-77 (6 мес).
7.10.	Ведомственную поверку расчетного счетчика необходимо
производить на месте его установки представителем энергонад¬
зора в присутствии лица, Ответственного за учет электроэнергии
на энергообъекте.
7.11.	Персонал предприятия энергонадзора выполняет работы
по проведению ведомственной поверки счетчиков на энергообъекте
с соблюдением требований безопасности, изложенных в ГОСТ 6570—75,
а также действующих «Правил техники безопасности при эксплуатации
электроустановок».
7.12.	Ведомственную поверку счетчика и его цепей следует выпол¬
нять непосредственно после его установки на энергообъекте, прове¬
дения ремонтных работ в цепях учета электроэнергии, при повышенном
небалансе.
7.13.	При проведении ведомственной поверки следует руковод¬
ствоваться местной инструкцией, отражающей объем, периодичность
и технологию проведения поверки в соответствии с требованиями
ГОСТ 8.259-77.
7.14.	Результаты ведомственной поверки оформляются актом
(приложение 9), который составляется в двух экземплярах (один пере¬
дается энергонадзору).
7.15.	Если погрешность счетчика при поверке не превышает погреш¬
ность, указанную в гл. 1-5 ПУЭ, то счетчик остается в работе. В про¬
тивном случае счетчик должен быть снят и заменен.
224

7.16.	Объем и методы поверки электронных счетчиков электро¬
энергии, а также приборов учета фирмы «Ганцприбор» определяются
местной инструкцией на основании заводских данных.
7.17.	Работу по эксплуатации счетчиков и организации расчет¬
ного учета электроэнергии должны проводить абонентская служба,
цех по ремонту счетчиков, мастерские отделений энергонадзора и
метрологические службы энергопредприятий.
Технический учет электроэнергии
7.18.	Счетчики технического учета должны находиться на балансе
энергообъекта.
7.19.	Счетчики технического учета подлежат ведомственной
поверке в объеме, предусмотренном ГОСТ 8.259-77.
7.20.	Поверенные счетчики должны иметь на креплении кожуха
и на крышке блока контактных зажимов счетчика пломбы с клеймом
энергообъекта.
7.21.	Счетчики технического учета должны обслуживаться персо¬
налом энергообъекта, где они установлены.
7.22.	Периодичность поверок счетчика устанавливается в соот¬
ветствии с ГОСТ 8.002 - 71 и п. 7.12.
7.23.	Первичную поверку счетчика следует проводить в соот¬
ветствии с местной инструкцией (п. 7.13).
7.24.	Результаты поверки счетчика должны быть записаны в
специальном журнале, оформленном в соответствии с приложением 8.
ПРИЛОЖЕНИЕ 1. ЭЛЕМЕНТЫ РАСХОДА
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ ТЕПЛОВЫХ
ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
1.	Разгрузка и хранение топлива. Расход электроэнергии элек¬
тродвигателями механизмов, обслуживающих принадлежащие элек¬
тростанции разгрузочные устройства и склады топлива.
2.	Топливоподача. Расход электроэнергии электродвигателями
механизмов по подаче и дроблению топлива (лебедок, элеваторов
транспортеров, конвейеров, мазутных насосов, дробилок и др.)’
3.	Котельная установка. Расход электроэнергии:
на размол угля (мельницы и мелющие вентиляторы);
на пневматическую подачу пыли (пневмовинтовые насосы);
тягодутьевыми установками, дымососами рециркуляции, мельнич¬
ными вентиляторами, вентиляторами первичного воздуха, бустерными
и питательными насосами, насосами рециркуляции среды прямоточ¬
ных котлов, механизмами золоулавливания, золо- и шлакоудаления;
на химическую очистку и химобессоДивание воды, дренажными
насосами, насосами технического и пожарного водоснабжения;
прочими механизмами котельной установки (сушилками, про¬
межуточными транспортерами и элеваторами, питателями и шнеками
приводами топочных механизмов, регенеративными вращающимися
воздухоподогревателями, обдувочными аппаратами, компрессорами
для обдувки и пневматическим инструментом);
8 Инструктивные материалы	,25

механизмами нейтрального пылезавода.
4.	Турбинная установка. Расход электроэнергии:
циркуляционными насосами и вентиляторами градирен (при
наличии общего водоснабжения с расположенными вблизи предприя¬
тиями расход электроэнергии на водоснабжение пропорционален коли¬
честву воды, израсходованной электростанцией);
конденсатными насосами и насосами водяных эжекторов турбин,
дренажными насосами регенеративных подогревателей, насосами уста¬
новок по очистке основного конденсата турбин;
прочими насосами (масляными, системы смазывания и регулирова¬
ния, перекачивающими и дренажными, подкачки воды в систему
циркуляционного водоснабжения, сырой воды).
5.	Теплофикационная установка. Расход электроэнергии:
сетевыми, подпиточными и подкачивающими насосами тепловой
сети, установленными на территории электростанций;
конденсатными насосами подогревателей сетевой воды, конден¬
сатными и питательными насосами паропреобразователей;
на обслуживание теплофикационной установки;
пиковыми водогрейными котлами, служащими для дополни¬
тельного подогрева воды после основных сетевых подогревателей
турбоагрегатов.
6.	Электроцех. Расход электроэнергии на охлаждение генераторов
и трансформаторов, компрессорами воздушных выключателей, дви¬
гателями-генераторами аккумуляторных батарей и прочими электро¬
двигателями электроцеха, измерительной и ремонтной мастерской.
В расходе электроэнергии на собственные нужды следует учиты¬
вать также расходы на освещение помещений, электроинструмент,
отопление и вентиляцию, подъемные приспособления для ремонта
оборудования.
ПРИЛОЖЕНИЕ 2. ЭЛЕМЕНТЫ РАСХОДА
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА ХОЗЯЙСТВЕННЫЕ НУЖДЫ
ЭНЕРГОСИСТЕМ
1.	В элементы расхода электроэнергии на хозяйственные нужды
энергосистем входит расход на следующие объекты и виды работ:
а) на электростанциях:
цех централизованного ремонта (центральные ремонтные мастер¬
ские, ремонтно-механические мастерские);
ремонтно-строительный цех;
автохозяйство;
склад оборудования и материалов;
базисный склад топлива;
административные здания, включая отдельно расположенные
служебные помещения различного назначения (учебные комбинаты,
библиотеки, медпункт, бытовые помещения, помещения для отдыха
ремонтного персонала, помещения специализированных лаборато¬
рий, убежища и т. п.);
монтажные, наладочные и экспериментальные работы, капиталь¬
ный, средний и аварийно-восстановительный ремонты зданий и обору-
226

дования. выполняемые персоналом электростанций или персоналом
энергосистемы;
наладочные и экспериментальные работы, выполняемые подряд¬
ными организациями, если по условиям договора с подрядчиком
электростанция принимает на себя необходимый при выполнении этих
работ расход электроэнергии;
б) в электрических сетях:
ремонтные, механические и столярные мастерские;
масляные хозяйства;
автохозяйства, базы механизации;
учебные комбинаты и полигоны;
склады оборудования и материалов;
административные здания предприятий и районов электрических
сетей и помещения различного назначения (учебные кабинеты, библио¬
тека, медпункт, бытовые помещения, помещения для отдыха ремонтного
персонала, помещения специализированных лабораторий, убежища,
помещения пожарной и военизированной охраны и т. п.);
монтажные, наладочные и экспериментальные работы, капиталь¬
ный, средний и аварийно-восстановительный ремонты зданий и обо¬
рудования, выполняемые персоналом электросетей или энергосистемы;
служебные и жилые помещения оперативного персонала подстан¬
ций и автоматизированных ГЭС с дежурством на дому;
насосные станции водоснабжения, котельные и электробой¬
лерные, не входящие в отчет по форме 6-ТП.
2.	В состав хозяйственных нужд энергосистемы не входят
предприятия и учреждения, административно подчиненные районным
энергетическим управлениям, но находящиеся на самостоятельном
балансе (заводы ремонтно-механические, железобетонных' конструк¬
ций, кирпичные, деревообрабатывающие, экспериментальные, строи¬
тельные и строительно-монтажные управления специализированных
трестов, лесозаготовки, карьеры, специальные конструкторские и
проектные бюро, вычислительные центры), а также предприятия
тепловых сетей, здания районных энергоуправлений и энергонадзора.
Расход электроэнергии по всем перечисленным предприятиям
включает в себя другие статьи полезного отпуска форм статисти¬
ческой отчетности.
3.	Расход электроэнергии на отопление, водоснабжение и освещение
рабочих поселков, отдельных жилых домов ремонтного и эксплуата¬
ционного персонала, столовых, общежитий, гостиниц, клубов, боль¬
ниц, детских дошкольных учреждений, баз отдыха, профилакториев
и т. п. не включают в хозяйственные нужды энергосистемы и учитыва¬
ют в соответствующих разделах форм статистической отчетности
согласно Прейскуранту № 09-01.
4.	К хозяйственным нуждам энергосистемы не относятся потре¬
бители, питающиеся в порядке исключения от собственных нужд
электростанции и подстанций и оплачивающие потребление электро¬
энергии непосредственно электростанции или электрическим сетям.
Расход электроэнергии такими потребителями фиксируется как
оплаченный отпуск посторонним потребителям, а в формах отчетности
учитывается в соответствующих статьях полезного отпуска.
8*	227

5.	Расход электроэнергии иа небольшие по объему ремонтные
работы, выполняемые эпизодически в процессе эксплуатации на
электростанциях и подстанциях, учитывается как расход на собст¬
венные нужды электростанций и подстанций.
6.	К расходу электроэнергии на хозяйственные нужды энергоси¬
стемы не относится электроэнергия, потребляемая обмотками синхрон¬
ных компенсаторов, а также расходуемая на плавку гололеда. Ука¬
занные виды расхода входят в потери электроэнергии в электросетях.
ПРИЛОЖЕНИЕ 3. ЭЛЕМЕНТЫ РАСХОДА
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА ПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ НУЖДЫ
ЭНЕРГОСИСТЕМ
1.	Расход электроэнергии районными котельными и электробой¬
лерными установками, состоящими как на самостоятельном балансе,
так и на балансе электростанций.
воды гидроаккумулирую-
ПРИЛОЖЕНИЕ 4
УТВЕРЖДАЮ:
		19	 г.
о составлении баланса электроэнергии на электростанции
2. Расход электроэнергии на перекачку
шИМи и перекачивающими установками.
198	 г.
АКТ
Основание: приказ №от
Комиссия в составе:
председатель т.

члены тт.

Настоящий акт составлен в том, что

(месяц)
19 г. выработка электроэнергии на электростанции, потребление
на собственные и хозяйственные нужды электростанции, отпуск
электроэнергии потребителям и в сети энергосистемы следующие:
№ пл.
Номер счетчика, уста-
новлениого энерго-
надзором
Объект ѵчета
Показание
счетчика
Разность показаний
счетчика за месяц
Коэффициент счетчика
Количество электро¬
энергии, учтенной
счетчиком,
тыс. кВт-ч
Примечание
на 0 ч 1-го чис¬
ла текущего
месяца
на.О ч 1-го чис¬
ла' истекшего
месяца
228

Продолжение приложения 4
I.	Выработка активной электроэнергии
1
2
3
и	>
Всего . . .
II.	Поступило от энергосистемы
1
2
п
Всего.
III.	Расход на собственные нужды электростанций
1
2
п
Всего . . .
IV.	Расход на хозяйственные нужды электростанций
1
2
3
п
Всего . . .
. V. Расход на производственные нужды энергосистемы
1
2
3
п
Всего . . .
VI.	Отпуск потребителям
I
2
3
п
Всего . . .
229

Продолжение приложения 4
VII.	Отпуск электроэнергии в сети энергосистемы
1
2	*
3
п
Всего . . .
VIII.	Потери электроэнергии в главных трансформаторах
Потерн электроэнергии в главных трансформаторах определяются
расчетным путем в зависимости от графика нагрузки и технических
данных трансформаторов.
IX.	Расчет допустимого небаланса
X.	Баланс электроэнергии на электростанции
1.	Поступило на шины (І+ІІ)

2.	Расход электроэнергии на электростанции (ІП+ІѴ+Ѵ)
3.	Отпуск электроэнергии потребителям и в сети энергосистемы
(IV+ VII)

4.	Фактический небаланс (І + ІІ) — (ІП+ІѴ+Ѵ) — (VI+VII) — VII
5.	Допустимый небаланс (IX)%
6.	Отпуск электроэнергии с шин электростанции (I —III)
В том числе по классам напряжения:
Председатель комиссии

Члены комиссии
В том числе представитель энергонадзора

ПРИЛОЖЕНИЕ 5. ПРИМЕР РАСЧЕТА НЕБАЛАНСА
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ДЛЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
Определить допустимый небаланс электроэнергии для электро¬
станции, поступление электроэнергии на шины которой фиксируется
двумя счетчиками (1 и 2), а отпуск — четырьмя (3—6). Показания всех
счетчиков (количество электроэнергии за отчетный период), сочетания
классов точности счетчиков, трансформаторов тока (11), трансфор
маторов напряжения (TH) и соответствующие им погрешности, вычис -
ленные по (2.3), приведены в таблице.
Номер
счетчика
Сочетание классов точности
и;
тыс. кВт-ч
». 7,
d
Счетчик
тт
TH
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
Потери электроэнергии в трансформаторах, полученные в резуль¬
тате отдельного расчета, составляют 110 тыс. кВт-ч.
Решение. Суммарное поступление электроэнергии на шины
электростанции составит Wn = 5840 4- 1620 = 7460 тыс. кВт • ч.
Суммарный отпуск
Wo I 3350 + 1100 + 1940 + 750 = 7140 тыс. кВт-ч.
Фактический небаланс
НБф = (7460 - 7140 - 110)/7460-100 = 2,815%, или 210 тыс. кВт-ч.
Доля электроэнергии d, пропущенной через каж дый счетчик, опре¬
делена по (2.4) и приведена в таблице.
Допустимый небаланс электроэнергии на данной электростанции
в соответствии с (2.2)
НВд = ± [/0,8662 ■ 0,782 + 1Д252 - 0Д22 + 1,2252 • 0,472 + ' ’'
+ 1Д252 - 0.162 + 1Д252 -0Д72 + 1Д252 -0,12 = + j/1,015 = ±1,01%,
что соответствует диапазону допустимого небаланса от 75 тыс. кВт • ч
избытка электроэнергии до 75 тыс. кВт • ч недостатка.
Фактический небаланс больше допустимого на 210 — 75 =
= 135 тыс. кВт-ч (1,8% суммарного поступления), что свидетельст¬
вует либо о наличии на электростанции неучитываемого потребле¬
ния, либо недопустимых фактических погрешностях средств учета
электроэнергии.
231

ПРИЛОЖЕНИЕ 6. ЭЛЕМЕНТЫ РАСХОДА
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ
ПОДСТАНЦИЙ
к
1.	Элементы расхода определены в соответствии с «Инструкцией
по нормированию расхода электроэнергии на собственные нужды под¬
станций 35—500 кВ» (СПО Союзтехэнерго, 1981).
2.	В собственные нужды подстанций входит расход электроэнергии
на следующие цели:
охлаждение трансформаторов и автотрансформаторов;
обогрев, освещение и вентиляцию помещений (ОПУ, ЭРУ, ОВБ,
аккумуляторной, компрессорной, насосной пожаротушения, здания вспо¬
могательных устройств синхронных компенсаторов, проходной);
освещение территории;
питание зарядно-подзарядных устройств аккумуляторных батарей;
питание оперативных цепей и цепей управления (на подстанциях
с переменным оперативным током);
обогрев ячеек КРУН (с аппаратурой релейной защиты и авто¬
матики, счетчиками или выключателями) и релейных шкафов наруж¬
ной установки;
обогрев приводов и баков масляных выключателей;
обогрев приводов отделителей и короткозамыкателей;
обогрев приводов и маслобаков переключающих устройств РПН;
обогрев электро двигательных приводов разъединителей;
обогрев электросчетчиков в неотапливаемых помещениях;
обогрев агрегатных шкафов и шкафов управления воздушных
выключателей;
питание компрессоров;
обогрев воздухосборников;
питание вспомогательных устройств синхронных компенсаторов
(масляные, циркуляционные и дренажные насосы, задвижки, автома¬
тика);
электропитание аппаратуры связи телемеханики;
небольшие по объему ремонтные работы, выполняемые в про¬
цессе эксплуатации;
прочие (питание дренажных насосных, устройств РПН, дистилля¬
торов, мелких станков и приспособлений и т. д.).
3.	К расходу электроэнергии на собственные нужды подстанций
относится также расход электроэнергии на приемники электроэнергии,
наличие которых обусловлено спецификой эксплуатации оборудования
подстанций: кондиционирование помещения щита управления (жаркая
климатическая зона), обогрев дорожек к оборудованию на открытой
части , подстанции (в районах с обильными снегопадами)
и т. п.
4.	В состав приемников электроэнергии собственных нужд под¬
станций не должны входить приемники, относящиеся к хозяйствен¬
ным нуждам энергосистем.
232

ПРИЛОЖЕНИЕ 7
УТВЕРЖДАЮ:
19	 г-	19	 г.
АКТ
о составлении баланса' электроэнергии на подстанции
Основание: приказ №от
Комиссия в составе:
председатель т.

члены тт.

Настоящий акт составлен .в том, что за	19	г.
(месяц)
поступление электроэнергии, потребление на собственные и хозяйст¬
венные нужды и отпуск с шин подстанции следующие:
Номер счетчика, уста¬
новленного энерго¬
надзором
Показание
счетчика
«е
1 Э
3
я
Is
6
■Ш1 Щ
Объект учета
на 0 ч 1-го
числа текущего
месяца
на 0 ч 1-го
числа истек¬
шего месяца
і
<
1
Q
счетчика за месі
Коэффициент сч
Количество элек
энергии, учтете
счетчиком,
тыс. кВт-ч
Примечание
і
I. Поступило от энергосистемы
2
Всего . .
1
2
II. Расход на собственные нужды
и
Всего . .
III. Расход на хозяйственные нужды
1
2
п
Всего . . .
233

Продолжение приложения 7
1
2
ГѴ. Расход на производственные нужды энергосистемы
и
Всего .
1
2
V.	Отпуск потребителям
и
Всего . . .
VI.	Отпуск электроэнергии в энергосистему
1
2
и
Всего . . .
VII.	Потери электроэнергии в понижающих трансформаторах
Потери электроэнергии в понижающих трансформаторах опреде¬
ляются расчетным путем на основе графиков нагрузки н технических
данных трансформаторов.
VIII.	Расчет допустимого небаланса
IX.	Баланс электроэнергии на подстанции
1.	Поступило на шины. (I)

2.	Расход электроэнергии на подстанции (II4-III)
3.	Отпуск электроэнергии потребителям и в сети энергосистемы
(Ѵ+ѴІ)

4.	Фактический небаланс I —(11 +III) —(IV + Ѵ + ѴІ)—VII
5.	Допустимый небаланс (VIII)

6.	Отпуск электроэнергии с шин подстанции (I —II)
В том числе по классам напряжения:
Председатель комиссии

Члены комиссии

В том числе представитель энергонадзора
234

ОИНЕЬЭГОИЗц
ижЗэяои
j.cxHirXsdj
ИХООН'ПГЭІ
-HsxosKh jodojj
ігохогоеэ
0,5
0,5)
1
св
&
s
о
II II
Ѳ-ѳ-
8§
s =
1
. ®
и
прі
(ил
И СІ
8
о
X
к
S
св
м
св
-5
7 я
о
к
Е,
(І"Л
d) SOO
S Go
св
S
п
X
X
-OU
ИИНБЕЕХ
4XOOHEBJ
X
І
о
о
Hsdaaon air
ООП ЭИНЕЕЕЯОЦ
X
¥
сэ
св
MHdaaou
Otf ЭИНВЕЕМОЦ
а
S
о
е
-doson
НИТО ‘ИЯ
Broadg
Broads aoHsirvrodoH
ОІГЭИВ
aoHhOiBfadaxj
БГОИЭІГХ tfoj
UB1
чігэхиаох
-олЕи-ѳиівікіійГаЛц
пмиьхаьо Цагооц
•іш
Дата поверки	Поверку производил^

г	'	(ф. и. о., подпись)
235

236

ПРИЛОЖЕНИЕ 10. ПЕРЕЧЕНЬ ГОСТ, ИСПОЛЬЗОВАННЫХ
В ИНСТРУКЦИИ
1.	ГОСТ 8.002 — 71. Организация и порядок проведения поверки,
ревизии и экспертизы средств измерений.
2.	ГОСТ 8.259 —77. Счетчики электрической активной н реактивной
энергии индукционные. Методы и средства поверки.
3.	ГОСТ 8.437—81. Системы информационно-измерительные. Мет¬
рологическое обеспечение. Основные положения.
4.	ГОСТ 6570—75. Счетчики активной и реактивной энергии
индукционные. Общие технические условия.
26.	ОБ УВЕЛИЧЕНИИ МЕЖПОВЕРОЧНОГО
ИНТЕРВАЛА ДЛЯ ОДНОФАЗНЫХ
ЭЛЕКТРОСЧЕТЧИКОВ
Главгосэнергонадзор Минэнерго СССР доводит до Вашего све¬
дения, что научно-техническая комиссия (НТК) Государственного ко¬
митета СССР по стандартам на заседании 20 января 1984 г.
пересмотрела межповерочный интервал для однофазных электро¬
счетчиков.
ПРИЛОЖЕНИЕ. ВЫПИСКА ИЗ ПРОТОКОЛА № 6
ЗАСЕДАНИЯ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ КОМИССИИ
ГОСУДАРСТВЕННОГО КОМИТЕТА СССР
ПО СТАНДАРТАМ
ОТ 20 ЯНВАРЯ 1984 г.
Постановили:
1. Отметить, что совершенствование метрологического обеспече¬
ния производства и эксплуатации электросчетчиков является
одной из важнейших задач реализации Энергетической програм¬
мы СССР.
В стране эксплуатируется около 80 млн. таких счетчиков.
В целях повышения надежности, долговечности и увеличения меж¬
поверочного интервала Вильнюсским заводом электроизмерительной
техники (ВЗЭТ) Минприбора совместно с органами Главгосэнерго¬
надзора Минэнерго СССР и ВНИИМС Госстандарта в течение 5 лет
проводятся экспериментальные исследования эксплуатационных свойств
электросчетчиков.
Результаты этих исследований вместе с предложениями об уве¬
личении межповерочного интервала электросчетчиков были рассмот¬
рены и приняты НТК Госстандарта в июне 1980 г. (протокол
№ 105), которая поручила одновременно ВЗЭТ продолжить ресурсные
испытания в целях уточнения срока их службы.
237

Увеличение межповерочного интервала до 16 лет (вместо 8 лет,
установленных ГОСТ 8.002 — 71) при обеспечении заданной точности
учета электроэнергии позволит уменьшить эксплуатационные затраты
только на поверку однофазных счетчиков (по данным Минэнерго
СССР) на 1 млн. 247 тыс. руб., а общий экономический эффект
составит свыше 4 млн. руб/год.	•
Вместе с тем произведенная территориальными органами Гос¬
стандарта в 1981 — 1982 гг. поверка в 12 союзных республиках
счетчиков, выпущенных этим заводом и находившихся в эксплуата¬
ции по истечении 8-летнего межповерочного интервала, свидетель¬
ствует о недостаточных их эксплуатационных качествах, особенно
счетчиков СО-И446.
2.	Оставить в силе действие решения НТК Госстандарта от
13 июня 1980 г. (протокол № 105) об установлении межповероч¬
ного интервала 16 лет для счетчиков CO-2, СО-2М, СО-2М2.
Межповерочный интервал для счетчиков СО-И446 в связи с ухуд¬
шением качества их изготовления за последние годы установить
8 лет.
3.	Минпрнбору принятъ действенные меры по обеспечению качест¬
ва, надежности и долговечности однофазных счетчиков электроэнергии,
предусмотрев:
создание переносной образцовой аппаратуры для поверки электро¬
счетчиков на местах их эксплуатации в количествах, необходимых
для оснащения территориальных органов Госстандарта, ведомствен¬
ных служб Минэнерго, Минжилкомхозов союзных республик и других
министерств и ведомств;
разработку типажа н создание унифицированных счетчиков элек¬
троэнергии повышенной надежности со значительным увеличением
срока службы, обеспечивающего межповерочный интервал не менее
20 лет.
4.	Литовскому республиканскому управлению Госстандарта прове¬
рить качество изготовления электросчетчиков СО-И446 на ВЗЭТ.
5.	Территориальным органам Госстандарта совместно с предста¬
вителями Главгосэнергонадзора Минэнерго СССР обеспечить надзор
за соблюдением правил хранения, транспортирования, монтажа н
эксплуатации электросчетчиков.
6.	Минэнерго СССР предусмотреть в программе метрологичес¬
кого обеспечения производства, передачи, распределения и учета элек¬
троэнергии работы по повышению технического уровня, качества
изготовления и надежности средств измерения для учета электро¬
энергии в соответствии с решением НТК от 15 декабря 1982 г.
(протокол № 221).

27.	О ВНЕСЕНИИ ДОПОЛНЕНИЙ В ГЛАВУ
7-1 ДЕЙСТВУЮЩИХ «ПРАВИЛ УСТРОЙСТВА
ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК»
В связи с имевшими место случаями поражения электрическим
током детей из-за доступности токоведущих частей штепсельных
розеток Главгосэнергонадзор Минэнерго СССР вносит следующее
дополнение в п. 7-1-37 ПУЭ.
«Штепсельные розетки, устанавливаемые в жилых зданиях (квар¬
тирных домах и общежитиях), должны снабжаться защитным устрой¬
ством, закрывающим штепсельные гнезда при вынутой вилке».
28.	ОБ ОСНАЩЕНИИ ЗДАНИЙ И СООРУЖЕНИЙ
ПРИБОРАМИ УЧЕТА, СИСТЕМАМИ КОНТРОЛЯ
И АВТОМАТИЧЕСКОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ
РАСХОДА ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ
Министерство энергетики и электрификации СССР приняло
решение, руководствуясь постановлением ЦК КПСС и Совета
Министров СССР от 2 апреля 1981 г. № 328, обязать министерства,
ведомства СССР и советы министров союзных республик принять
необходимые меры к недопущению начиная с 1 января 1983 г.
приема в эксплуатацию зданий и сооружений без оснащения их при¬
борами учета, системами контроля и автоматического регулирования
расхода тепловой энергии.
Главгосэнергонадзор Минэнерго СССР предлагает всем предприя¬
тиям эиергонадзора при допуске в эксплуатацию зданий и сооружений
строго руководствоваться указанным решением.
j

Раздел третий
ЭКСПЛУАТАЦИЯ
ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
И ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ
29.	О ЛИЦАХ, ОТВЕТСТВЕННЫХ
ЗА ЭЛЕКТРОХОЗЯЙСТВО НА ПРЕДПРИЯТИЯХ
ХОЗЯЙСТВА ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ
И ЭНЕРГЕТИКИ ЖЕЛЕЗНЫХ ДОРОГ
Главгосэнергонадзор и Главное управление электрификации и
энергетического хозяйства МПС устанавливают, что лицом, ответ¬
ственным за электрохозяйство предприятия, является главный инженер
(заместитель начальника) участка энергоснабжения, энергомонтажного
поезда, главный инженер (инженер) дорожных электромеханических
мастерских. Знания «Правил технической эксплуатации электроустано¬
вок потребителей» и «Правил техники безопасности при эксплуата¬
ции электроустановок потребителей» у ответственных за электрохо¬
зяйство должна проверять комиссия при службе электрификации
и энергетического хозяйства управления дороги в составе: начальник
службы (председатель), главный инженер или заместитель начальника
службы, представитель предприятия энергонадзора энергосистемы, в
пределах которой расположено управление дороги, и главный тех¬
нический инспектор труда ЦК профсоюза рабочих железнодорожного
транспорта и транспортного строительства. Руководители подразделе¬
ний участков энергоснабжения, прорабских пунктов энергомонтажных
поездов и цехов дорожных мастерских несут ответственность за пра¬
вильную и безопасную эксплуатацию электроустановок своих подраз¬
делений наряду с ответственным за электрохозяйство предприятия.
Письмо Госэнергонадзора, Главного управления электрификации
и энергетического хозяйства МПС и отдела охраны труда ЦК проф¬
союза рабочих железнодорожного транспорта и транспортного стро¬
ительства № Т-41-70 от 24 августа 1970 г. считать утратившим
силу.
У тверждено
Главным управлением
электрификации и
энергетического хо¬
зяйства МПС
30 марта 1983 г.
Утверждено
отделом охраны труда ЦК
профсоюза рабочих железно¬
дорожного транспорта и
транспортного строительства
30 марта 1983 г.
У тверждено
Главгосэнергонадзо-
ром Минэнерго СССР
30 марта 1983 г.
240

30.	О ПРОВЕДЕНИИ РАССЛЕДОВАНИЯ СЛУЧАЕВ
ЭЛЕКТРОТРАВМАТИЗМА В УСТРОЙСТВАХ
АВТОБЛОКИРОВАНИЯ, КОНТАКТНОЙ СЕТИ
И РУ 3,3 И 27,5 КВ ТЯГОВЫХ ПОДСТАНЦИЙ
В соответствии с совместным решением Научно-технического со¬
вета МПС и Главного технического управления по эксплуатации
энергосистем Минэнерго СССР «О разграничении области примене¬
ния правил Министерства путей сообщения СССР» и «Правил
устройства электроустановок» устройства автоблокирования, контакт¬
ной сети и связанные с ними РУ 3,3 и 27,5 кВ тяговых под¬
станций выполняются и обслуживаются по специальным правилам
и инструкциям, утвержденным МПС и ЦК профсоюза рабочих желез¬
нодорожного транспорта и транспортного строительства.
Главгосэнергоиадзцр Минэнерго СССР по согласованию с Глав¬
ным управлением электрификации и энергетического хозяйства МПС и
отделом охраны труда ЦК профсоюза рабочих железнодорожного
транспорта и транспортного строительства допускает проводить рас¬
следование групповых, тяжелых и смертельных случаев электротрав¬
матизма в указанных устройствах без участия представителя Глав¬
госэнергонадзора Минэнерго СССР.
Утверждено
Г лавным управлением
электрификации и
энергетического хо¬
зяйства МПС
22 сентября 1983 г.
Утверждено
отделом охраны труда ЦК
профсоюза рабочих железно¬
дорожного транспорта и
транспортного строительства
22 сентября 1983 г.
У тверждено
Главгосэнергонадзо-
ром Минэнерго СССР
22 сентября 1983 г.
31.	О РАСПРОСТРАНЕНИИ ТРЕБОВАНИЙ,
ПРИВЕДЕННЫХ В ТАБЛИЦЕ 7-3-11 ДЕЙСТВУЮЩИХ
«ПРАВИЛ УСТРОЙСТВА ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК»,
НА СЕЛЬСИНЫ И ТАХОГЕНЕРАТОРЫ
Для электроустановок, размещаемых во взрывоопасных зонах
классов В-la и В-1г, возникает необходимость применения сельси¬
нов и тахогенераторов в качестве датчиков приборных систем конт¬
роля и управления. Эти бесконтактные приборы имеют невзрывозащи¬
щенное исполнение, не искрят и не подвержены нагреву выше 80 °C.
В соответствии с данными табл. 7-3-11 ПУЭ в зонах классов
В-Іа и В-1г допускается применение без средств взрывозащиты аппа¬
ратов и приборов, не искрящих и не подверженных нагреву выше
80 С при наличии оболочки со степенью защиты от внешних воз¬
действий не ниже УР54 по ГОСТ 14255-69.
241

На тахогенераторы и сельсины, применяемые в качестве датчи¬
ков приборных систем контроля и управления и удовлетворяющие
вышеуказанным требованиям ПУЭ, следует распространять данные
табл. 7-3-11 ПУЭ.
32.	О ЗАПРЕЩЕНИИ ПРИМЕНЕНИЯ КАБЕЛЕЙ
НЕКРУГЛОЙ ФОРМЫ БЕЗ ЗАПОЛНЕНИЯ
ДЛЯ МОНТАЖА ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК
ВЗРЫВООПАСНЫХ ЗОН
В соответствии с изменением № 1 к ГОСТ 16442 — 80 «Кабели
силовые с пластмассовой изоляцией. Технические условия» и ГОСТ
24183—80 «Кабели силовые для стационарной'прокладки. Общие тех¬
нические условия» кабельная промышленность наряду с выпуском бро¬
нированных и небронированных кабелей с резиновой и пластмассовой
изоляцией на напряжение 1 кВ включительно с заполнением свобод¬
ных промежутков между жилами (круглой формы) широко выпускает
подобные кабели, изготовляемые без заполнения и имеющие некруглую
(фигурную) форму. При этом такие кабели имеют ту же маркировку,
что и кабели круглой формы с заполнением.
Использование кабелей некруглой формы для подключения взры¬
возащищенного электрооборудования и оборудования общего назна¬
чения со степенью защиты IP54 —IP65 не позволяет выполнить на¬
дежное уплотнение в резиновом кольце сальниковых устройств. От¬
сутствие заполнения между жилами, которое согласно ГОСТ 15845 — 80
выполняется для придания требуемой формы и обеспечения продоль¬
ной герметичности кабелей, может привести к передаче взрывоопас¬
ной смеси из вводного устройства в помещение с нормальной сре¬
дой, что создаст аварийную ситуацию.
Таким образом, применение кабелей некруглой формы без запол¬
нения недопустимо для ввода во взрывозащищенное электрооборудо¬
вание и оборудование общего назначения со степенью защиты IP54—
IP65.
Для обеспечения надежности монтажа электроустановок взрыво¬
опасных зон до выхода изменений к ГОСТ 16442 —80 и 24183 — 80
по маркировке и областям применения упомянутых кабелей Главгос¬
энергонадзор Минэнерго СССР согласовал технический циркуляр
Главэлектромонтажа Минмонтажспецстроя СССР № 9-2-224/84 от
15 октября 1984 г. «О запрещении применения кабелей некруглой
формы без заполнения для монтажа электроустановок взрывоопасных
зон», которым запрещается применять во взрывоопасных зонах ка¬
бели с резиновой и пластмассовой изоляцией с пластмассовой обо¬
лочкой напряжением до 1 кВ, имеющие некруглую форму и без за¬
полнения между жилами. В осветительных сетях взрывоопасных зон
допускается применение кабелей иекруглой формы без заполнения
сечением до 10 мм2 только для соединения между ответвительными
коробками и светильниками.
242

33.	О ПРОВЕДЕНИИ ПРОВЕРКИ ЗНАНИЙ
У РУКОВОДЯЩИХ РАБОТНИКОВ МЕСТНЫХ
СОВЕТОВ НАРОДНЫХ ДЕПУТАТОВ
Проверку знаний у директоров и главных инженеров энергети¬
ческих предприятий местных Советов народных депутатов производят
по «Правилам техники безопасности при эксплуатации электроустано¬
вок» («Энергия», 1980) и «Правилам технической эксплуатации стан¬
ций и сетей» («Энергия», 1977) комиссии под председательством
главных инженеров управлений, объединений с участием представите¬
лей энергоинспекций местных энергонадзоров.
34.	ПРОГРАММА ПРОВЕДЕНИЯ АНАЛИЗА
ЭЛЕКТРОТРАВМАТИЗМА ПО ОТРАСЛЯМ
ПРОМЫШЛЕННОСТИ ПРЕДПРИЯТИЯМИ
ЭНЕРГОНАДЗОРА
1.	ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1.	Расследование групповых несчастных случаев, несчастных слу¬
чаев с тяжелым и смертельном исходом на предприятиях, подконт¬
рольных Главгосэнергонадзору Минэнерго СССР, производится в со¬
ответствии с «Положением о расследовании и учете несчастных
случаев на производстве», утвержденным постановлением Президиума
ВЦСПС 13 августа 1982 г. № 11-6, разъяснением отдела охраны
труда ВЦСПС от 3 марта 1983 г. № 12-7/8 к пункту 3.7 Поло¬
жения и «Методическими указаниями по расследованию производ¬
ственного электротравматизма», согласованными с ВЦСПС и утверж¬
денными Госэнергонадзором 25 декабря 1975 г.
1.2.	Все предприятия энергонадзора, где имели место несчастные
случаи электротравматизма за прошедший год на объектах, направ¬
ляют «Характеристики несчастных случаев от поражения электричес¬
ким током», сведенные в таблицу (см. приложение), предприятиям
энергонадзора, обобщающим материалы обследований, к 1 февраля
текущего года. Например, все сведения о несчастных случаях от
поражения электрическим током, имевших место на предприятиях
Минхимпрома, направляются не позднее 1 февраля текущего года в
энергонадзор Горэнерго.
1.3.	Несчастные случаи, происшедшие с населением в жилых домах
и на приусадебных участках, группируются в «бытовые случаи», и эти
сведения направляются энергонадзорами в Главгосэнергонадзор
Минэнерго СССР не позднее 1 февраля.
1.4.	Предприятия энергонадзора по полученным характеристикам
несчастных случаев от поражения электрическим током проводят
анализ электротравматизма по закрепленной отрасли промышленности
в соответствии с требованиями настоящей Программы.
243

1.5.	Результаты проведенного анализа электротравматизма направ¬
ляются в Главгосэнергонадзор Минэнерго СССР не позднее I мая.
Характеристики всех несчастных случаев от поражения электрическим
током (см. приложение), полученные от предприятий энергонадзора,
энергонадзор, обобщающий материалы обследований, направляет в
Главгосэнергонадзор Минэнерго СССР в качестве приложения к про¬
веденному анализу.
Ответственность за несвоевременное представление указанных ма¬
териалов предприятиям энергонадзора и Главгосэнергонадзору
Минэнерго СССР несут главные инженеры и директора предприятий
энергонадзора.
2.	ПРОГРАММА АНАЛИЗА ЭЛЕКТРОТРАВМАТИЗМА
2.1.	Все несчастные случаи от действия электрического тока под¬
разделить на случаи, происшедшие:
с электротехническим персоналом;
с неэлектротехническим персоналом;
с населением на объектах министерств и ведомств.
2.2.	Провести причинный анализ несчастных случаев от действия
электрического тока, происшедших с электротехническим персоналом.
Под причинами электротравмы следует понимать нарушения пра¬
вил, норм электробезопасиости, законодательства о труде во взаимо¬
связи с объективными и субъективными предпосылками этих наруше¬
ний, а также несовершенство мероприятий, предусмотренных упомя¬
нутыми правилами, нормами и законами.
К объективным предпосылкам относятся, например, неправильная
организация труда, недостатки материально-технического снабжения,
ненастная погода, а к субъективным — безответственное отношение
работников к порученному делу, их невнимательность, наличие ме¬
дицинских противопоказаний к работе и т. п.
Руководствуясь действующими правилами установить, какие меро¬
приятия безопасности не были выполнены и что препятствовало их
выполнению.
Причины электротравм, происшедших с электротехническим пер¬
соналом, подразделить на технические, организационно-технические,
организационные и организационно-социальные.
К техническим причинам относятся: дефекты электроустановок,
защитных средств и приспособлений (дефекты конструкторской доку¬
ментации, изготовления монтажа и ремонта), неисправности установок,
защитных средств и приспособлений, возникшие в процессе эксплуата¬
ции;
несоответствие типа установки условиям применения;
использование установок, не принятых в эксплуатацию в уста¬
новленном порядке (в том числе самодельных установок).
При установлении технических причин электротравмы руководство¬
ваться «Правилами устройства электроустановок» и нормативно-тех¬
нической документацией на электроизделия, защитные средства, техни¬
ческие процессы и т. д.
244

К организационно-техническим причинам следует относить несоблю¬
дение технических мероприятий, которые должны осуществлять потре¬
бители на стадии эксплуатации (обслуживания). К организационно¬
техническим причинам относится, кроме того, несвоевременная замена
неисправного или устаревшего оборудования. При установлении орга¬
низационно-технических причин электротравм следует руководство¬
ваться «Правилами технической эксплуатации электроустановок потре¬
бителей» и «Правилами техники безопасности при эксплуатации
электроустановок потребителей», а также местными инструкциями,
разработанными на основе этих правил.
К организационным причинам электротравм следует относить
невыполнение или неправильное выполнение организационных меро¬
приятий безопасности.
Организационной причиной электротравм является также несоответ¬
ствие работы заданию.
Оценка нарушенийі правил и инструкций производится с учетом
тех же показателей, что и при установлении организационно-тех¬
нических причин.
К организационно-социальным причинам электротравм относятся:
работа в сверхурочное время (в том числе работа по ликвидации
последствий аварии);
несоответствие работы специальности;
нарушение производственной дисциплины;
допуск к работе в электроустановках лиц моложе 18 лет;
привлечение к работе лиц, не оформленных приказом о приеме
на работу в организацию;
допуск к работе лиц, имеющих медицинские противопоказания.
При установлении организационно-социальных причин электро¬
травм следует руководствоваться законодательством о труде.
2.3.	Провести причинный анализ несчастных случаев от действия
электрического тока, происшедшие с неэлектротехническим (производ¬
ственным) персоналом.
Причины такого электротравматизма:
нарушение электриками требований «Правил устройства электро¬
установок» и «Правил технической эксплуатации электроустановок
потребителей» в процессе монтажа и эксплуатации электроустановок
и высоковольтных линий (ВЛ), в том числе неудовлетворительное
состояние цеховых электроустановок, ВЛ, электроинструмента, электро¬
приборов, оставление незапертыми ТП и силовых шкафов, оставле¬
ние в эксплуатации неогражденными доступных прикосновению токо¬
ведущих частей и троллеев, оставление без надзора включенного
электрооборудования и др.;
привлечение администрацией производственного неэлектротехни¬
ческого персонала (с ведома энергетической службы) к проведению
несвойственных им работ в электроустановках;
неудовлетворительная организация работ вблизи токоведущих час¬
тей, находящихся под напряжением, а также при земляных работах
без наблюдающего и без предварительного инструктажа;
разгрузочно-погрузочные работы под проводами ВЛ, в том числе
с краном, без наряда-допуска;
245

передвижение неотключенных от сети электротранспортеров,
зернопогрузчиков, сварочных машин и т. п.;
самовольный ремонт электроустановок;
использование переносных ламп 220 В в особо опасных помеще¬
ниях и др.;	■»
недостаточная осведомленность персонала об опасности действия
электрического тока на человека.
2.4.	Провести причинный анализ несчастных случаев от действия
электрического тока, происшедших с населением, на предприятиях,
поднадзорных Главгосэнергонадзору Минэнерго СССР.
Примеры причин такого электротравматизма:
прикосновение к оборванным или провисшим проводам вследствие
неудовлетворительной их эксплуатации;
проникновение в оставленные незапертыми ТП • и сушильные
шкафы;
самовольный монтаж и ремонт электроустановок и ВЛ;
озорство и шалости детей под ВЛ.
2.5.	Все проанализированные группы несчастных случаев от дей¬
ствия электрического тока, происшедшие с электротехническим, не¬
электротехническим персоналом и населением, проиллюстрировать
примерами (не менее трех случаев). Если несчастных случаев по
анализируемой группе имеется три и менее, описать все несчастные
случаи.
2.6.	Провести обобщение результатов проведенного по закреплен¬
ной отрасли анализа электротравматизма и разработать мероприятия
и предложения по устранению причин и условий, способствующих
нарушению требований нормативно-технической документации, по со¬
вершенствованию средств зашиты, пересмотру ремонта и замены
установок, улучшению существующих форм обучения персонала, ин¬
структажа и профессионального отбора работающих и т. д.
ПРИЛОЖЕНИЕ. ХАРАКТЕРИСТИКА НЕСЧАСТНЫХ
СЛУЧАЕВ ОТ ПОРАЖЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИМ ТОКОМ
* Указать предприятие энергонадзора, которое расследовало несчастный случай
** Указать, кем и когда оформлено разрешение на работу, при которой произошел
несчастный случай.
246

Раздел четвертый
ЭКСПЛУАТАЦИЯ ОБЪЕКТОВ
КОТЛОНАДЗОРА И ПОДЪЕМНЫХ
СООРУЖЕНИЙ
35.	ПРИКАЗ ПО ОРГАНИЗАЦИИ ТЕХНИЧЕСКОГО
НАДЗОРА ЗА БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИЕЙ
ОБЪЕКТОВ КОТЛОНАДЗОРА И ПОДЪЕМНЫХ
j СООРУЖЕНИЙ
ПО

(наименование предприятия, организации)
 №  от 	19	г.
В целях организации должного технического надзора и обеспече¬
ния безопасной и безаварийной эксплуатации объектов котлонадзора
и подъемных сооружений приказываю:
1. Распределить объекты котлонадзора и подъемные сооружения
между отделами главного механика -и главного энергетика.
За отделом главного механика закрепить подъемные сооружения:
краны и другие грузоподъемные машины (тельферы и пр.), лифты,
съемные грузозахватные приспособления и тару.
За отделом главного энергетика закрепить объекты котлонадзо¬
ра: паровые котлы, паровозы, водогрейные котлы, экономайзеры,
пароперегреватели, сосуды, работающие под давлением, трубопроводы
пара и горячей воды.
2. Представителем администрации для осуществления надзора
за безопасной эксплуатацией грузоподъемных машин и проведения
их технического освидетельствования назначить
(должность, фамилия, имя и отчество)
Примечание. При наличии на предприятии более 50 грузоподъем¬
ных машин, регистрируемых н нерегистрируемых в органах Главгосэнер¬
гонадзора Минэнерго СССР, вышеуказанное лицо приказом должно
быть освобождено от выполнения других обязанностей. При наличии
на предприятии более 100 грузоподъемных машин или 50 кранов
должна быть создана группа надзора.
247

3.	Представителем администрации для осуществления надзора
за сосудами, работающими под давлением, назначить
(должность, фамилия, имя и отчество)
Примечание. При наличии на предприятии более 400 единиц со¬
судов, работающих под давлением (регистрируемых в энергонадзоре
или на предприятии), вышеуказанное лицо приказом должно быть осво¬
бождено от выполнения других обязанностей, а при наличии более
800 единиц сосудов, работающих под давлением, должна быть создана
группа надзора.
4.	Подчинить представителей администрации по надзору за
безопасной эксплуатацией грузоподъемных машин и сосудов, рабо¬
тающих под давлением, непосредственно главному инженеру пред¬
приятия (организации).
5.	Представителям администрации по надзору составлять годо¬
вые и месячные планы работы, которые утверждать у главного ин¬
женера предприятия (организации) и докладывать ему о ходе выпол¬
нения.
6.	Ответственным лицом за безопасное действие котлов, паро¬
возов, экономайзеров, пароперегревателей, трубопроводов пара и горя-
чей воды назначить

—	(должность, фамилия, имя и отчество)
7.	Ответственными лицами за безопасное действие сосудов, ра¬
ботающих под давлением, назначить:
по цеху № 1 (участку)

(должность, фамилия, имя, отчество)
по цеху № 2 (участку)

(должность, фамилия, нмя, отчество)
8.	Ответственными лицами за исправное состояние и безопас¬
ное действие лифтов (подъемников) назначить:
по цеху № 1 (участку)

(должность, фамилия, имя, отчество)
по цеху № 2 (участку)

(должность, фамилия, имя, отчество)
248

9.	Ответственными лицами за исправное состояние грузоподъ¬
емных машин назначить:
по цеху № 1 (участку)

(должность, фамилия, имя, отчество)
по цеху № 2 (участку)

(должность, фамилия, имя, отчество)
Данным ответственным лицам подчинить обслуживающий персо¬
нал (крановщиков, машинистов кранов, помощников машинистов,
слесарей и электромонтеров, обслуживающих краны).
10.	Ответственными лицами за безопасное производство работ
по перемещению грузов кранами и ответственными лицами за
исправное состояние съемных грузозахватных приспособлений и
тары назначить:
по цеху № 1 (участку)

(должность, фамилия, имя, отчество)
по цеху № 2 (участку),

(должность, фамилия, имя, отчество)
Вышеуказанным лицам производить периодический осмотр съем¬
ных грузозахватных приспособлений и тары в сроки, установленные
графиком.
Примечание. По решению администрации ответственными за
исправное состояние съемных грузозахватных приспособлений и тары
могут быть назначены и другие лица, в том числе и ответственные
за исправное состояние крана.
11.	На время отпуска, командировки, болезни и в других случаях
отсутствия ответственных лиц, назначенных в пп. 2, 3, 6, 7, 8, 9, 10
настоящего приказа, их обязанности в каждом отдельном случае
возлагать соответствующим приказом по предприятию на работников,
замещающих их по должности и прошедших проверку знаний соот¬
ветствующих правил Госгортехнадзора СССР.
12.	В повседневной работе ответственным лицам руководствовать¬
ся правилами Госгортехнадзора СССР, должностными инструкциями,
указаниями Главгосэнергонадзора Минэнерго СССР, энергонадзора и
инспектора по котлонадзору.
249

13.	Начальникам цехов и участков допуск к работе персонала,
обслуживающего объекты котлонадзора и грузоподъемные машины,
производить приказом по предприятию или распоряжением по цеху
после положительного заключения медицинской4 комиссии, обучения,
аттестации, выдачи на руки удостоверения установленной формы и
производственных инструкций, а также после проведения инструктажа
на рабочем месте.
Начальникам цехов (участков) закрепить специальным распоряже¬
нием по цеху (участку) обслуживающий персонал (крановщиков, сле¬
сарей и электромонтеров по обслуживанию кранов) за определенными
грузоподъемными машинами, а для стропки и зацепки грузов на¬
значить аттестованных стропальщиков.
14.	В соответствии с «Положением о порядке проверки знаний
правил, норм и инструкций по безопасности руководящими инженер¬
но-техническими работниками» утвердить постоянно действующую эк¬
заменационную комиссию для проверки знаний и других норматив¬
ных документов по безопасности у инженерно-технических работников
в составе:
главного инженера  (председатель)
главного механика

главного энергетика

представителя администрации по надзору

инженера по безопасности

15.

(должность, фамилия, имя, отчество)
на основании рекомендованных Главгосэнергонадзором «Контрольных
вопросов по действующим правилам Госгортехнадзора СССР на
объекты котлонадзора и подъемные сооружения» составить экзаме¬
национные билеты с включением специфических вопросов производ¬
ства и представить их на утверждение главному инженеру.
16.	В целях углубления знаний руководящего и инженерно-тех¬
нического персонала по наиболее сложным вопросам безопасности
перед проведением экзаменов
(должность, фамилия, имя, отчество)
организовать консультации и семинары с при влечением специалистов
нашего предприятия и специализированных организаций.
250

17.	На основании письменного согласия нашего министерства
(ведомства) за №	 от	 создать на на¬
шем предприятии постоянно действующие курсы_(техническую школу)
и получить в энергонадзоре разрешение на обучение и аттестацию
персонала, обслуживающего объекты котлонадзора и подъемные
сооружения.
Примечание. Для предприятий, не располагающих соответст-
. вующей базой для теоретического и практического обучения персонала,
подготовку и аттестацию производить в профессионально-технических
учебных заведениях, институтах повышения квалификации и других
учебных заведениях.
18.	Для аттестации обслуживающего персонала и проведения
повторных проверок знаний утвердить комиссию в составе:
главного инженера  (председатель)
главного механика  (зам. председателя),
главного энергетика ; (зам. председателя),
представителей технической администрации по надзору
инженера по технике безопасности

и ответственных лиц за исправное состояние и безопасное действие
объектов котлонадзора и подъемных сооружений
(соответственно для каждого цеха)

руководителя отдела подготовки кадров

Аттестацию крановщиков, помощников, крановщиков паровых кра¬
нов, кочегаров, электромехаников по лифтам производить только в
присутствии инспектора по котлонадзору.
- Повторную проверку знаний у лиц обслуживающего персонала
производить данной комиссией не реже 1 раза в 12 мес:
при перерыве в работе по специальности до 1 года;
при приеме на работу ранее аттестованного на других пред¬
приятиях;
по требованию представителя администрации по надзору или
инспектора по котлонадзору Главгосэиергонадзора Минэнерго СССР.
19.	В данном пункте должно быть указано о создании службы
по проведению планово-предупредительных ремонтов подъемных
сооружений и объектов котлонадзора.
Ремонтная служба может быть создана централизованной для
всего предприятия (организации) или отдельных цехов (участков)
с обязательным указанием ее состава — начальника службы и др.
251

20. Главному механику
(фамилия, имя, отчество)
организовать при пехе (участке) централизованное изготовление
съемных грузозахватных приспособлений и тары. Ответственным
лицом за изготовление и техническое освидетельствование вышеука¬
занных приспособлений назначить
(должность, фамилия, имя, отчество)
21.	Начальникам цехов (участков) допуск крановщиков к ремонту
электрооборудования кранов производить с письменного согласия
главного энергетика предприятия в порядке, предусмотренном ПТЭ
электроустановок потребителей.
22.	Начальнику транспортного цеха

выделять стреловые самоходные грузоподъемные краны только по
заявкам, форма которых приведена в приложении 5. Путевые листы
крановщикам стреловых самоходных кранов оформлять в соответствии
с утвержденной формой.
23.	Категорически запретить установку и работу кранов под
проводами линий электропередачи любого напряжения.
При необходимости производства работ краном на расстоянии
ближе 30 м от крайнего провода линии электропередачи напряжением
более 36 В крановщику выдавать по приведенной в приложении 6
форме наряд-допуск, определяющий безопасные условия такой работы.
Наряд-допуск должен быть подписан руководителем (начальником,
главным инженером) предприятия или организации, производящей
работы.
При производстве работ в охранной зоне линий электропередачи
или в пределах, установленных правилами охраны высоковольтных
электрических сетей, наряд-допуск может быть выдан только при
наличии разрешения организации, эксплуатирующей линию электро¬
передачи.
Наряд-допуск выдавать крановщику также и при выполнении ра¬
бот стреловым краном под неотключенными контактными проводами
городского транспорта при соблюдении расстояния между стрелой
крана и контактными проводами не менее 1 м и установке ограничи¬
теля (упора), не позволяющего уменьшить указанное расстояние
при подъеме стрелы.
Установка и работа крана в указанных случаях должны произво¬
диться под непосредственным руководством лица, ответственного за
безопасность работ по перемещению грузов кранами.
Наряд-допуск выдается администрацией — производителем работ.
До выдачи наряда-допуска проводится внеочередной инструктаж для
обслуживающего персонала.
252

В данном пункте определить порядок выдачи наряда-допуска и
порядок инструктажа рабочих.
24.	Допуск персонала, обслуживающего краны, а также других
рабочих на крановые пути и проходные галереи для ремонтных или
каких-либо других работ производить по наряду-допуску (приложение
4), определяющему условия безопасного производства и подписанному
начальником цеха (или его заместителем), где будут производиться
работы, а также начальником цеха или прорабом, в подчинении кото¬
рого находятся ремонтные рабочие. Лица, подписавшие наряд-допуск,
должны обеспечить безопасное ведение ремонтных работ.
О предстоящих работах должны быть уведомлены записью
в вахтенном журнале крановщики всех смен пролета, где про¬
изводятся работы, а при необходимости и крановщики смежных
пролетов.
25.	Начальникам цехов (участков) для проведения осмотра кранов
перед началом работы выделить крановщикам мин.
26.	Начальникам цехов (участков) по утвержденному ими графику,
но не реже 1 раза в 1 мес организовать проведение бесед по
безопасной эксплуатации подъемных сооружений с обслуживающим
их персоналом. Результаты бесед оформлять записью в специальном
журнале.
27.	Выводить объекты котлонадзора и подъемные сооружения в
ремонт следует лицам, ответственным за безопасное действие объектов
котлонадзора и исправное состояние кранов, в соответствии с графи¬
ком ремонта, утвержденным главным инженером предприятия. Дату
и время вывода объекта в ремонт записывать в вахтенном
журнале.
На ремонт мостовых и консольных передвижных кранов выдавать
наряд-допуск. В нем указывать ответственного за ремонт и меры по
созданию безопасных условий выполнения ремонтных работ. Исполь¬
зование крана для работы во время его ремонта запретить. Подобный
наряд оформлять на ремонт паровых и водогрейных котлов, экономай¬
зеров и сосудов, работающих под давлением едких, ядовитых и
взрывоопасных сред.
Разрешение иа работу объектов котлонадзора и подъемных
сооружений после их ремонта должны выдавать вышеуказанные от¬
ветственные лица е записью в вахтенном журнале.
28.	Объекты котлонадзора и грузоподъемные сооружения, иере-
гистрируемые в энергонадзоре, регистрировать у представителей
администрации по надзору.
29.	Утвердить график посещения котельной инженерно-техничес¬
кими работниками в вечернее и ночное время, в праздничные и
выходные дни.
30.	Установить порядок поощрения лиц инженерно-технического
состава предприятия, обеспечивающих содержание объектов котло¬
надзора и подъемных сооружений в соответствии с требованиями
правил, не допустивших при их эксплуатации аварий и случаев
травматизма в течение календарного года. Список лиц, заслужи¬
вающих поощрения, представлять мне не позднее 1 февраля каж¬
дого года.
253

31.	Все изменения и дополнения к данному приказу оформлять
отдельным приказом со ссылкой на номер данного приказа.
32.	Контроль за выполнением данного приказа возложить на
главного инженера

Примечание. При необходимости руководство предприятия обя¬
зано вписать дополнительно разделы в данный приказ по организации
технического надзора применительно к местным условиям.
33.	С приказом ознакомить ИТР и обслуживающий персонал под
расписку.
Директор предприятия

ПРИЛОЖЕНИЕ 1. ПЕРЕЧЕНЬ ПРОФЕССИЙ,
ПОДЛЕЖАЩИХ АТТЕСТАЦИИ НА ПРАВО ОБСЛУЖИВАНИЯ
ОБЪЕКТОВ КОТЛОНАДЗОРА И ПОДЪЕМНЫХ СООРУЖЕНИЙ
По котельной
1.	Машинисты котлов (кочегары).
2.	Водосмотры.
3.	Слесари по обслуживанию трубопроводов пара и горячей воды.
4.	Слесари, электромонтеры котельной.
5.	Лаборанты химической лаборатории.
По кранам и лифтам
7.	Машинисты кранов (крановщики) и их помощники.
8.	Стропальщики.
9.	Сигнальщики.
10.	Слесари и электромонтеры по обслуживанию кранов.
11.	Слесари по изготовлению грузоподъемных приспособлений.
12.	Лифтеры, лифтеры-проводники, лифтеры-обходчики, лифтеры-дис¬
петчеры.
13.	Электромеханики и помощники электромехаников по обслуживанию
лифтов.
По сосудам, работающим под давлением
14.	Слесари.
15.	Аппаратчики.
По подвижному составу
16.	Машинисты паровозов и их помощники.
254

Персонал, обслуживающий объекты котлонадзора и грузоподъ¬
емные механизмы, должен быть обучен по программе, утвержденной
комитетом по профессионально-техническому образованию, и аттесто¬
ван квалификационной комиссией, созданной в соответствии с прави¬
лами Госгортехнадзора СССР.
ПРИЛОЖЕНИЕ 2. ПЕРЕЧЕНЬ ДЕЙСТВУЮЩИХ
ДОЛЖНОСТНЫХ И ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ИНСТРУКЦИЙ
ДЛЯ ИНЖЕНЕРНО-ТЕХНИЧЕСКИХ РАБОТНИКОВ
И ОБСЛУЖИВАЮЩЕГО ПЕРСОНАЛА
1.	Для представителей администрации по надзору.
2.	Для лиц, ответственных за безопасное действие и исправное
состояние объектов котлонадзора и подъемных сооружений.
3.	Для лиц, ответственных за безопасность работ по перемещению
грузов кранами.
4.	Для персонала, обслуживающего котлы, экономайзеры, паропере¬
греватели.
5.	По обслуживанию питательных приборов котельной.
6.	По пуску, обслуживанию и ремонту трубопроводов.
7.	Для водосмотров.
8.	По водному режиму (режимные карты).
9.	По обслуживанию сигнализаторов предельных уровней воды и
устройств, автоматически прекращающих подачу топлива к горел¬
кам при снижении уровня воды ниже допустимого.
10.	Для лаборантов химических лабораторий.
11.	По выводу котлов, экономайзеров, пароперегревателей в ремонт
и для персонала, выполняющего чистку и ремонт котлов.
12.	По контролю и наблюдению за металлом паропроводов и паро¬
перегревателей.
13.	По монтажу котельного оборудования (котлов, экономайзеров и
пр-)-
14.	По режиму работы сосудов и их безопасному обслуживанию.
15.	По проведению испытания на герметичность сосудов, работаю¬
щих с опасными для здоровья людей газами или жидкостями.
16.	Для персонала, производящего ремонт и периодическое освиде¬
тельствование баллонов на заводах-наполнителях и испытательных
пунктах.
17.	ДЛя наполнителей баллонов наполнительных станций.
18.	Для наполнителей цистерн и бочек.
19.	По складированию и транспортированию баллонов.
20.	Для машинистов (крановщиков) и помощников машинистов грузо¬
подъемных кранов (инструкции составляются для каждого типа
кранов в отдельности с учетом местных условий работ).
21.	Для персонала, обслуживающего краны, управляемые с пола.
22.	Для стропальщиков.
23.	Для слесарей и электромонтеров, обслуживающих краны.
24.	По марочной системе обслуживания кранов.
25.	Стандарт предприятия (технологическая карта) по изготовлению
и испытанию съемных грузозахватных приспособлений и тары.
255

26.	Проект производства работ (строительных и строительно-монтаж¬
ных).
27.	По монтажу кранов.
28.	Для машинистов и их помощников по обслуживанию паровозных
котлов и воздушных резервуаров подвижного состава.,
29.	Для лифтеров, лифтеров-обходчиков, лифтеров-диспетчеров и
проводников лифта.
30.	Для электромехаников по лифтам.
31.	Правила пользования лифтом.
Все инструкции должны иметь номер и быть подписаны соста¬
вителем, представителем администрации по надзору и инженером по
безопасности и утверждены главным инженером предприятия.
ПРИЛОЖЕНИЕМ ПЕРЕЧЕНЬ ДЕЙСТВУЮЩИХ ЖУРНАЛОВ,
ГРАФИКОВ И НАДПИСЕЙ (ТАБЛИЧЕК) НА ОБЪЕКТАХ
КОТЛОНАДЗОРА И ПОДЪЕМНЫХ СООРУЖЕНИЯХ
1.	Сменный журнал котельной.
2.	Ремонтный журнал котла с приложением схем разверток барабанов
и трубных решеток.
3.	Журнал проверки манометров.
4.	Журнал (ведомость) по водоподготовке.
5.	Журнал проверки контрольных плавких пробок котлов.
6.	Журнал распоряжений.
7.	Вахтенный журнал машинистов паровых котлов (подвижного
состава).
8.	Сменный журнал аппаратчиков.
9.	Вахтенный журнал машинистов кранов (крановщиков).
10.	Журнал учета изготовления съемных грузозахватных приспосрб-
лений и тары.
11.	Журнал периодической проверки съемных грузозахватных приспо¬
соблений и тары.
12.	Журнал периодических проверок кранов.
13.	Вахтенный журнал лифтеров (проводников), лифтеров-обходчиков,
лифтеров-диспетчеров.
14.	Журнал периодической проверки знаний обслуживающего персо¬
нала.
15.	Журнал периодической проверки лифтов электромехаником.
16.	Журнал регистрации объектов котлонадзора и подъемных сооруже¬
ний, не регистрируемых в энергонадзоре.
17.	График остановки котлов (экономайзеров, пароперегревателей)
на чистку, промывку и ремонт.
18.	График проведения технических освидетельствований сосудов,
работающих под давлением.
19.	График проведения технических освидетельствований котлов, эко¬
номайзеров и пароперегревателей.
20.	График обследования трубопроводов пара и горячей воды.
21.	График планово-предупредительного ремонта объектов котлонад¬
зора и подъемных сооружений.
256

22.	График периодической проверки грузоподъемных сооружений,
съемных грузозахватных приспособлений и тары.
23.	График технических освидетельствований кранов.
Все журналы должны быть пронумерованы, прошнурованы и скреп¬
лены печатью предприятия. Графики подписывают ответственные
лица за безопасное действие объектов, главный механик или глав¬
ный энергетик соответственно и утверждает главный инженер
предприятия.
Каждое отступление от графика следует обосновывать письмей-
ным распоряжением, подписанным главным инженером предприя¬
тия.
На кранах или рабочих местах обслуживающего персонала долж¬
ны быть вывешены следующие плакаты и таблички:
а)	под грузом не стой;
б)	ие находись в зоне возможного опускания стрелы;
в)	не работай без ответственных лиц за работы по перемеще¬
нию грузов кранами и без аттестованных стропальщиков;
г)	работа под линиями электропередачи запрещается-,
д)	работа вблизи линий электропередачи (30 м от крайнего •
провода) без специального наряда-допуска запрещается;
е)	нахождение людей на поворотной и неповоротной частях крана
во время работы запрещается;
ж)	табличка: per. №, разрешенная грузоподъемность, срок следую¬
щего технического освидетельствования;
з)	не находись в районе действия грейферного крана и крана
с магнитной плитой;
и)	посторонним вход воспрещен;
к)	графическое изображение способов стропки и обвязки грузов;
л)	табличка массы часто встречающихся грузов;
м)	плакат с указанием фамилий ответственных лиц за произ¬
водство работ по перемещению грузов краном и стропальщиков;
н)	плакат знаковой сигнализации, принятый на предприятии для
обмена сигналами между крановщиками и стропальщиками.
На котлах, сосудах и лифтах вывешиваются таблички; per. №,
разрешенное давление (грузоподъемность) и сроки следующих техни¬
ческих освидетельствований.
На основном посадочном этаже или внутри кабины должна быть
вывешена табличка с номером телефона, по которому необходимо
звонить при неисправном лифте.
На двери шахты грузового лифта должна быть надпись: «За¬
прещается проезд людей».
9 Инструктивные материалы

ПРИЛОЖЕНИЕ 4. НАРЯД-ДОПУСК НА ПРАВО ВЫХОДА
НА КРАНОВЫЕ ПУТИ И ПРОХОДНЫЕ ГАЛЕРЕИ МОСТОВЫХ
И ПЕРЕДВИЖНЫХ КОНСОЛЬНЫХ КРАНОВ ДЛЯ
ПРОИЗВОДСТВА РЕМОНТНЫХ И ДРУГИХ РАБОТ
1.	Выдан  19  г. 	 ч.
	 мин.
2.	Ответственному исполнителю работ т.

поручается с бригадой в составе  чел.
выполнить следующие работы:

3.	Место работы (цех, пролет)

4.	Для обеспечения безопасности при подготовке и выполнении
работ вам предлагается осуществить меры по предупреждению:
поражения электрическим током;
падения с высоты;
травмирования действующими кранами;
выхода на крановые пути действующих кранов и кранов смежного
пролета.
5.	Предупреждены с записью в вахтенном журнале крановщики
кранов всех смен пролета (цеха):
регистрационный № крана  т.

Крановщики кранов смежного пролета
регистрационный Ne крана  т.
и т. д.
6.	Работы начать в  ч.  мин.

19	г., окончить в  ч.  мин. 19 г.
7.	Наряд-допуск выдал

(подпись начальника цеха или его заместителя по
оборудованию)
8.	С условиями работы ознакомлен и наряд-допуск получил:
ответственный исполнитель _

(подпись)
9.	Состав бригады:
Фамилия, имя, отчество,
профессия
Подпись членов бригады после
ознакомления с условиями работ
и мерами безопасности
10.	Подпись начальника цеха или прораба, в подчинении которых
находятся ремонтные рабочие.
258

1.	Выделение кранов разрешаю:
руководитель организации (цеха), выделяющей кран

(должность)
фамилия, имя, отчество

(подпись)
		19  г.
12.	Организация, запрашивающая грузоподъемный кран

ПРИЛОЖЕНИЕ 5. ЗАЯВКА НА ГРУЗОПОДЪЕМНЫЙ КРАН
1.	Марка кранов и их количество

2.	На какие числа

3.	Характер работ Объект

4.	Участок

5.	Ответственные лица за безопасность работ по перемещению
грузов кранами:
Фамилия, имя. отчество

Удостоверение № Дата последней проверки знаний
и т. д.
6.	Стропальщики:
Фамилия, имя, отчество

Удостоверение №Дата последней проверки знаний
и т. д.
7.	Особые отметки:
а)	работа краном вблизи линии электропередачи 	м;
б)	наименование организации, выдавшей разрешение на произ¬
водство работ в охранной зоне линии электропередачи напряжением
Номер и дата выдачи разрешения

в)	другие отметки

8.	Руководитель организации (цеха)

(должность)
Фамилия, имя, отчество

(подпись)
		 19 г.
Примечание. Вручается крановщику перед началом работы пред¬
приятием или организацией, производящей работы

9*
259

ПРИЛОЖЕНИЕ 6. НАРЯД-ДОПУСК НА ПРОИЗВОДСТВО
РАБОТ ВБЛИЗИ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ НАПРЯЖЕНИЕМ
БОЛЕЕ 36 В
Наряд выдается при производстве работ краном на расстоянии
ближе 30 м от крайнего провода линии электропередачи или воз-
душной электрической сети в охранной зоне.
Работа под линиями, находящимися под напряжением, категори¬
чески запрещается,
1.	Участок работы

(указать, какой организации выделен кран, тип и регистрационный номер крана, место про¬
изводства работ — цех, открытый склад, строительная площадка и т. д.)
2.	Условия работы

(указать допустимое расстояние в метрах по горизонтали от крайнего провода до ближайшей
точки или поднимаемого груза, напряжение линии электропередачи, каким транспортом в случае
необходимости перемещают груз под линией, необходимость отключения линии и другие меры
безопасности)
3.	Начало работы

(время, число, месяц и гбд)
4.	Конец работы

(время, число, месяц и год)
5.	Ответственный за обеспечение безопасного перемещения грузов
кранами

(должность "фамилия, имя, отчество и дата црнказа о назначении)
6.	Крановщик .

(фамилия, имя, отчество н” дата выдачи удостоверения)
7.	Стропальщик _____	.
(фамилия, имя, отчество и дата выдачи удостоверения)
8.	Разрешение организации, эксплуатирующей линию

*"	“	' “ (кем выдано, номер и дата)'
9.	Инструктаж по безопасному производству работ получил
кра но вшик

(подпись)
10.	Производство работ краном на расстоянии менее м
от линии и при отсутствии лица, ответственного за перемещение
грузов, запрещается
11.	Руководитель предприятия .

(подпись, дата)
260

12.	С содержанием наряда ознакомлен. Производство работ раз¬
решаю : лицо, ответственное за безопасное перемещение грузов краном
(подпись, дата)	~	~
(должность, фамилия, имя, отчество)	”
Примечание. Наряд выписывается в двух экземплярах, первый
выдается крановщику и возвращается им после окончания работы с
путевым листом, второй хранится у лица, выдавшего наряд-допуск.
36.	О ФОРМЕ ПАСПОРТА НА ГРУЗОПОДЪЕМНЫЕ
КРАНЫ
В связи с введением с 1 июля 1978 г. стандарта СТ СЭВ 290-76
«Техника безопасности. Краны грузоподъемные. Паспорт» в качестве
государственного стандарта СССР форма паспорта на выпускаемые
заводами краны должна быть изменена.
Паспорт крана, поставляемого на экспорт, следует выполнять
в соответствии со СТ СЭВ 290 — 76.
Паспорт крана, поставляемого на внутренний рынок, должен
состоять из двух частей (в одной обложке).
Первую часть паспорта, заполняемую заводом-изготовителем и
подписываемую главным инженером завода и начальником ОТК, не¬
обходимо выполнять в соответствии со СТ СЭВ 290—76. (Свободное
место под текстом, предусмотренное для перевода на другой язык,
оставлять не следует.)
На титульном листе паспорта должны быть выполнены предусмот¬
ренные «Правилами устройства и безопасной эксплуатации грузоподъ¬
емных кранов» (приложение 4) следующие надписи: «Кран подлежит
регистрации в органах Главгосэнергонадзора Минэнерго СССР до
пуска в работу» (для кранов, подлежащих регистрации); «При пере¬
даче крана другому владельцу вместе с краном должен быть передан
настоящий паспорт».
На первой странице паспорта должна быть сделана надпись:
«Разрешение на изготовление № от 19 г.
(наименование органа Главгосэиергонадзора, выдавшего разрешение на изготовление крана)
Вторая часть паспорта, заполняемая во время эксплуатации,
должна включать следующие предусмотренные «Правилами устройства
и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов» (приложение 4),
таблицы: «Сведения о местонахождении крана», «Лицо, ответственное
за содержание крана в исправном состоянии». «Сведения о ремонте
металлоконструкций и замене механизмов, канатов, грузозахватного
органа» (5 страниц). «Запись результатов освидетельствования» (не
менее 32 страниц) и страницу для штампа регистрации крана в
органах Главгосэнергонадзора.
261

Чертежи, диаграммы, схемы и другие документы, подлежащие
включению в паспорт, следует составлять в соответствии с пп. 6.1 —
6.9 СТ СЭВ 290-76.
Документацию, поставляемую заводом-изготовителем с паспор¬
том, необходимо составлять в соответствии с пп. 6.10—6.12 выше¬
указанного стандарта, а документацию, представляемую монтирующей
организацией, — в соответствии с пп. 7.1—7.3.
Для мостовых и передвижных консольных кранов к паспорту
следует прилагать также чертеж установки крана ,с указанием основ¬
ных размеров, расположением посадочной площадки и главных трол¬
лейных проводов.
С введением в действие СТ СЭВ 290 — 76 утратили силу прило¬
жения 4 и 5 к «Правилам устройства и безопасной эксплуатации
грузоподъемных кранов».
Главгосэнергонадзор предлагает дать указание подконтрольным
заводам-изготовителям о необходимости изменения формы выпуска¬
емых кранов.
Энергонадзорам, у которых нет подконтрольных заводов-изгото¬
вителей, настоящее письмо направляется для сведения.
37.	О ТРЕБОВАНИЯХ ГОСТ 12.2.058-81 «ССБТ.
КРАНЫ ГРУЗОПОДЪЕМНЫЕ. ТРЕБОВАНИЯ
К ЦВЕТНОМУ ОБОЗНАЧЕНИЮ ЧАСТЕЙ КРАНА,
ОПАСНЫХ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ»
В ГОСТ 12.2.058—81 установлен перечень частей кранов, подле¬
жащих предупреждающей окраске:
корпус крюковой подвески;
жесткие грузозахватные органы;
конец (головка) стрелы на длине 400— 2000 мм (кроме стрел
башенных кранов);
части подвижного противовеса, расположенные на высоте до
2000 мм от уровня стоянки крана или площадки, на которой могут
находиться люди;
элементы поворотной платформы, выступающие за габариты ие-
поворотной части и расположенные на высоте до 2000 мм от уровня
стоянки крана или площадки, иа которой могут находиться люди;
боковые части, выступающие за ходовую часть крана стрелового
типа, перемещающегося по наземному пути;
выносные опоры;
кабина и внешние элементы ходовой части кранов мостового типа.
Предупреждающую окраску наносят в виде чередующихся полос
желтого и черного цветов под углом 45 —60°. Полосы должны быть
одинаковой ширины: 30—150 мм.
Допускается предупреждающую окраску частей стреловых самоход¬
ных кранов, перемещающихся по автомобильным дорогам, выполнять
в виде полос красного и белого цветов.
262

Главгосэнергонадзор предлагает предприятиям энергонадзора по¬
требовать от заводов-изготовителей окрашивать опасные части крана
в соответствии с указанным стандартом.
Находящиеся в эксплуатации краны следует снабжать предупреж¬
дающей окраской при очередном капитальном ремонте или возобнов¬
лении окраски крана в целом.
38.	О ТУПИКОВЫХ УПОРАХ
Центральный научно-исследовательский и проектно-эксперимен¬
тальный институт организации, механизации и технической помощи
строительству (ЦНИИОМТП) Госстроя СССР разработал новую кон-
струкцию тупиковых упоров рельсовых путей башенных кранов.
Эксплуатационные испытания тупиковых упоров, проведенные
ЦНИИОМТП на строительных объектах в Москве, Ленинграде, Ухте
и Душанбе, показали их надежную работу и выявили ряд преимуществ
по сравнению с тупиковыми упорами, рекомендованными СН 78—79
«Инструкция по устройству, эксплуатации и перебазированию рель¬
совых путей строительных башеиных кранов».
Главгосэнергонадзор просит довести до сведения предприятий-
владельцев башенных кранов настоящую информацию с рекомендаци¬
ей изготовления тупиковых упоров для кранов согласно документа¬
ции, которую заинтересованные организации могут получить в
ЦНИИОМТП по адресу: 127434, г. Москва, Дмитровское шоссе 9
тел. 216-03-04.
39.	ОБ ИНФОРМАЦИОННЫХ МАТЕРИАЛАХ
БИЙСКОГО КОТЕЛЬНОГО ЗАВОДА
1.	О НОРМИРОВАНИИ ОТНОСИТЕЛЬНОЙ ЩЕЛОЧНОСТИ
ВОДЫ ДЛЯ КОТЛОВ ДКВР, КЕ, ДЕ
Согласно РТМ 108.030.114 — 77 «Котлы паровые стационарные низ¬
кого и среднего давления. Организация водно-химического режима»
Для котлов со сварными барабанами и креплением труб (ДКВР, КЕ,
ДЕ) или вальцовкой с уплотнительной подваркой относительная щё¬
лочность котловой воды нормируется и не допускается выше 50%.
В целях снижения коррозионной агрессивности котловой воды
при относительной щелочности, превышающей 50%, следует применять
нитратирование котловой воды с поддержанием отношения
100NaNOj/(40ZZ(KB) = 40 - 50,
где NaNOj - содержание нитрата натрия в котловой воде, мг/кг;
“< «.в —расчетная общая щелочность котловой воды, мк-экв/кг.
Изменения в схемы водоподготовки с исключением или сохране¬
нием насосов-дозаторов может вносить организация, разработавшая
проект котельной с котлами.
263

Паровые котлы ДКВР, поставляемые нашим заводом для работы
на газе и мазуте, комплектуются газомазутными горелками ГМГм
производства завода «Ильмарине».
Горелки ГМГм рассчитаны для сжигания газа с теплотой сго¬
рания 35 700 кДж/м3 (8500 ккал/м3) и мазута марок 40 и 100
(ГОСТ 10585 - 63).
Сравнение показателей печного бытового топлива (ТПБ), при¬
веденных в ТУ 38-00150—71, с показателями мазутов (ГОСТ 10585 — 63)
подтверждает возможность сжигания ТПБ в котлах ДКВР.
Горелка должна быть отрегулирована в зависимости от теплоты
сгорания топлива, необходимо составить режимный график на осно¬
вании наладочных опытов.
2.	ОБ УСТАНОВКЕ РЕПЕРОВ НА КОТЛАХ ДКВР
Конструкция котлов ДКВР обеспечивает свободные тепловые рас¬
ширения всех элементов как в вертикальном, так и в горизонталь¬
ном направлениях.
Схема температурных расширений элементов котлов ДКВР, места
их компенсации и необходимые пояснения приводятся в соответствую¬
щих чертежах узлов и в заводской инструкции, которая входит
в комплект технической документации на котел.
В соответствии с требованиями статьи 2-1-11 Правил по котлам
реперы должны быть установлены у котлов паропроизводительнос¬
тью 10 т/ч и выше.
На котлах в высокой компоновке (ДКВР-10 и ДКВР-20) для
наблюдений за возможными перемещениями элементов котлов при
тепловом расширении должны быть на монтаже установлены реперы,
причем наблюдение следует вести при растопке котла с последующей
проверкой состояния реперов и записью в журнале эксплуатации
котла.
Реперы устанавливает и изготовляет заказчик или монтажная
организация.
Конструктивное оформление реперов многообразно.
Опыт эксплуатации многочисленных котлов ДКВ и ДКВР показал
отсутствие случаев защемления их элементов (барабанов, камер,
труб и др.).
3.	О ЗАМЕНЕ ВАЛЬЦОВОЧНЫХ СОЕДИНЕНИЙ ТРУБ
С БАРАБАНАМИ КОТЛОВ ДКВР СВАРНЫМИ
В конструкции котла ДКВР предусмотрено вальцовочное соеди¬
нение экранных труб и труб конвективного котельного пучка с ба¬
рабанами.
В связи с конструктивной особенностью котлов ДКВР, заключа¬
ющейся в наличии густого конвективного пучка и предельно малых
перемычек между отверстиями в трубных решетках барабанов, на
заводе не приваривают трубы конвективного пучка к барабанам.
Завод не рекомендует заказчикам заменять вальцовочные соединения
труб с барабанами сварными.
264

Вальцовочное соединение труб с барабанами имеет ряд эксплуата¬
ционных преимуществ по надежности работы и ремонтной способ¬
ности котлов.
Котлы ДКВР, работающие в промышленных и отопительных
котельных на любых видах топлива, еще недостаточно оснащены водо¬
подготовительными установками, приборами автоматического регули¬
рования и контроля, иногда имеют неквалифицированное обслужива¬
ние. В связи с этим имеются случаи упуска воды из котла и пережоги
труб.
Одной из основных предпосылок надежной и безопасной работы
котлов является вальцовочное соединение труб с барабанами, так
как при упуске воды в результате деформации барабана нарушается
плотность вальцовочных соединений, падает давление в котле и
предотвращается взрыв.
При замене поврежденных труб поверхностей нагрева достаточ¬
но обрезать их, выбить из отверстий развальцованные концы, зачис¬
тить отверстия и установить новые трубы.
Сварные соединения труб с барабанами, по нашему мнению,
менее удобны при заменах, поврежденных труб, так как в этом
случае приходится каждый раз срубать сварной шов и зачищать его.
При периодических приварках труб к барабанам и их удалениях в
перемычках между отверстиями будут возникать термические напря¬
жения и могут появляться трещины, что может привести к выходу
нз строя всего барабана.
Однако, учитывая наличие ряда согласованных в установленном
порядке документов, техническое управление Минэнергомаша по
согласованию с заводом приняло решение о возможности замены при
необходимости вальцовочных соединений сварными при монтаже кот¬
лов низкого и среднего давления — до 4 МПа (до 40 ат); барабан
имеет стенку толщиной до 40 мм и выполнен из стали марок 15К, 20К,
22КН, 16ГС при толщине стенки трубы до 5 мм включительно.
Для разработки технологии замены вальцовочных соединений
труб (штуцеров) сварными следует использовать «Руководящие мате¬
риалы по сварке РТМ-1С—81» (Энергоиздат, 1982).
Для предупреждения появления трешин необходимо выполнить
следующее.
Прокалить электроды перед сваркой при 380—400 °C в течение
ие менее 1 ч.
Замедленно охладить участки приварки труб: сразу же после
окончания сварки участок закрыть асбестом.
Гидравлическое испытание труб после приварки производить
при температуре воды не менее 40 °C не менее 30 мин при макси¬
мальном давлении, равном 1,25 рабочего. К дальнейшей эксплуатации
котел можно допускать при положительных результатах контроля
приварки труб. Котел можно эксплуатировать с расчетными пара¬
метрами при овальности барабана не более 1,5% и отклонении
от прямолинейности не более 0,5% длины барабана.
Овальность и прогиб барабана следует проверять по всей длине
с интервалами около 0,5 м. Овальность можно проверять измере¬
нием диаметров в горизонтальном и вертикальном направлениях,
265

прогибы — расстояний от натянутой струны до нижней образующей
барабана.
Во всех случаях через 1 год эксплуатации следует осмотреть
сварные швы приварки труб (штуцеров), чтобы проверить, нет ли
трещин.
4.	О РАБОТЕ КОТЛОВ ДКВР, КЕ И ДЕ БЕЗ
ПАРОПЕРЕГРЕВАТЕЛЕЙ ПРИ ПОНИЖЕННОМ ПО
СРАВНЕНИЮ С НОМИНАЛЬНЫМ ДАВЛЕНИИ
Выпускаемые Бийским котельным заводом паровые котлы ДКВР,
КЕ и ДЕ имеют согласно ГОСТ 3619—76 номинальное давление
пара (наибольшее допустимое абсолютное давление) 1327 и 2352 кПа
(14 и 24 кгс/см2).
Многочисленные испытания и длительный опыт эксплуатации
большого количества котлов ДКВР, ДКВ, а также промышленные
испытания котлов КЕ и ДЕ подтвердили их надежную работу (кроме
котлов ДКВР-20) на пониженном по сравнению с номинальным дав¬
лении. Минимальное давление для котлов производительностью
2,5—25 т/ч при сжигании сернистых топлив допустимо 686 кПа
(7 кгс/см2), так как при более низком давлении произойдет серно¬
кислотная коррозия труб конвективного пучка из-за низкой температу¬
ры стенок (ниже температуры точки росы), а также значительно
возрастет влажность вырабатываемого котлами пара.
С уменьшением рабочего давления КПД котла не снижается,
что подтверждено сравнительными тепловыми расчетами котлов про¬
изводительностью 4—25 т/ч на номинальном и пониженном давлении.
В котельных, предназначенных для производства насыщенного
пара без предъявления требований к его качеству, производитель¬
ность котлов ДКВР (кроме ДКВР-20), КЕ и ДЕ при пониженном до
686 кПа (7 кгс/см2) давлении может быть принята такой же, как и
при давлении 1327 кПа (14 кгс/см2).
Давление пара в барабане котла ДКВР-20 при производитель¬
ности до 20 т/ч включительно должно быть не менее 882 кПа
(9 кгс/см2), при производительности свыше 20 т/ч — не менее 1274 кПа
(13 кгс/см2).
Для котлов ДКВР пропускная способность предохранительных
клапанов соответствует номинальной паропроизводительности только
при номинальном давлении, а для котлов ДЕ и КЕ при абсолют¬
ном давлении не ниже 784 кПа (8 кгс/см2) и 980 кПа (10 кгс/см2)
соответственно.
Если соединенное с котлом теплоиспользующее оборудование
имеет предельное рабочее давление меньше указанных выше, для
защиты этого оборудования следует установить на нем дополнитель¬
ные предохранительные клапаны, так как элементы котлов рассчитаны
на рабочее давление 1327 кПа (14 кгс/см2).
При работе на пониженном давлении предохранительные клапаны
на котле и дополнительные предохранительные клапаны, устанавливае-
266

мые на оборудовании, следует отрегулировать на фактическое рабо¬
чее давление.
С понижением давления в котлах до 686 кПа (7 кгс/см2) измене¬
ний в комплектации котлов производить не требуется, так как в
этом случае недогрев воды в питательных экономайзерах до темпе¬
ратуры насыщения пара в котле составляет более 20 °C, что удов¬
летворяет требованиям статьи 2-7-4 Правил по котлам.
Учитывая изложенное, завод считает возможной работу котлов
ДКВР, КЕ и ДЕ (кроме ДКВР-20) на пониженном до 686 кПа (7 кгс/см2)
давлении по сравнению с приведенным в ГОСТ 3619 - 76 абсолютным
давлением пара без применения редукционных установок в тепловой
схеме котельной.
5.	О ПЕРЕВОДЕ КОТЛОВ ДКВР И КЕ НА СЖИГАНИЕ
ГАЗА И МАЗУТА
Завод подтверждает возможность перевода котлов ДКВР и КЕ, ра¬
ботающих на твердых топливах, на сжигание газа и мазута по про¬
екту реконструкции, разработанному специализированной проектной
организацией.
При выполнении проекта реконструкции рекомендуется руковод¬
ствоваться «Типовыми решениями по сжиганию газа с автоматикой
безопасности и регулирования для паровых и водогрейных котлов»
(серия 4.905-3, выпуск III, части 2 — 4), которые разработаны институ¬
тами Леигипроинжпроект и Мосгазпроект, а распространяются Цент¬
ральным институтом типовых проектов. В Типовых решениях имеются
рабочие чертежи газо- и мазутооборудования и автоматики котлов
ДКВР производительностью 2,5-20 т/ч, переведенных с твердого
топлива на непосредственное сжигание газа и мазута и иа ком¬
бинированное сжигание твердых топлив, газа и мазута. В них также
имеются рекомендации по выбору и компоновке с котлами горелочных
устройств, взрывных предохранительных клапанов, изоляции обогре¬
ваемых частей верхнего барабана и другие материалы.
При переводе котлов ДКВР и КЕ на сжигание газа и мазута
необходимо:
при сжигании газа и мазута применять только короткопламен¬
ные форсунки и горелки;
обогреваемые части верхнего барабана, расположенные в топке
и камере догорания, изолировать одним из методов, предлагаемых
заводом, или другим, обеспечивающим надежное крепление изоляции;
в топке и последнем газоходе котла установить взрывные кла¬
паны, сечение и количество которых должны соответствовать приве¬
денным в статье 2-4-2 Правил по котлам;
сернистый мазут сжигать, добавляя к нему присадку ВНИИНП-106,
изготовленную фенольным заводом «Укркокс».
При сжигании сернистого топлива котлы ДКВР и КЕ должны
работать при давлении не ниже 588 кПа (6 кгс/см2), при более низком
давлении будет происходить газовая коррозия кипятильных труб из-
за низкой температуры стенок. Эксплуатация котлов ДКВР-20 при
давлении 784 кПа (8 кгс/см2) недопустима.
267

При сжигании газа и мазута производительность (2,5—10 т/ч)
котлов ДКВР может быть повышена на 40% без увеличения поверх¬
ностей нагрева котла.
При повышении нагрузки котлов сверх' номинальной должны
быть обязательно выполнены следующие требованиям
докотловая обработка питательной воды с тщательным контролем
ее качества и безнакипного состояния поверхностей нагрева котла;'
при повышенной паропроизводительности котлов температура га¬
зов за котлом (перед хвостовыми поверхностями нагрева) не
должна превышать 400 — 480 °C по условиям как циркуляции, так и
вскипания воды в чугунных водяных экономайзерах;
на котлах должны быть установлены предохранительные клапаны,
рассчитанные на максимальную производительность.
В настоящее время котлы ДКВР с газомазутной топкой завод
комплектует газомазутными горелками ГМГм, которые изготовляет
серийно завод «Ильмарине». Горелки устанавливают на фронте котла.
Других горелок завод не изготовляет и не получает по кооперации.
Реконструировать котлы должен заказчик с привлечением специа¬
лизированной монтажной или ремонтной организации. Завод не изготов¬
ляет и не поставляет узлов и деталей котлов для реконструкции.
6.	О КОНТРОЛЕ ИЗНОСА, ДЕФОРМАЦИИ ТРУБ
И ИЗМЕНЕНИИ ВАЛЬЦОВАННЫХ СОЕДИНЕНИЙ
КОТЛОВ ДЕ, КЕ, ДКВР
Для предупреждения аварий, связанных с утонением стенок
труб вследствие абразивного износа, а также сернистой и стояноч¬
ной коррозии всех типов, необходимо при ежегодных технических
освидетельствованиях котлов, эксплуатируемых более 2 лет, произво¬
дить контроль труб поверхностей нагрева.
Контроль следует выполнять внешним осмотром с обстукиванием
наружных поверхностей доступных для осмотра труб (предварительно
очищенных) молотком массой не более 0,5 кг и измерением толщины
стенок труб. При контроле необходимо выбирать участки труб, наибо¬
лее подверженные износу и коррозии (горизонтальные участки, участ¬
ки, покрытые сажей и коксовыми отложениями).
Толщину стенок труб следует измерять ультразвуковыми толщи¬
номерами или засверловкой отверстий диаметром 8 — 10 мм, или
вырезанием участков на двух-трех трубах топочных экранов и трубах
конвективного пучка, расположенных на входе и выходе газов.
Оставшаяся толщина стенки труб должна быть не менее расчетной
(расчет на прочность прилагается к паспорту котла) с учетом
прибавки на коррозию на период до следующего освидетельствования.
Расчетная толщина стенки экранных и кипятильных труб для
рабочего давления 1274 кПа (13 кгс/см2) составляет 0,8 мм, для
2254 кПа (23 кгс/см2) — 1,1 мм. Прибавка на коррозию принимается по
полученным результатам измерений и с учетом длительности эксплуа¬
тации между освидетельствованиями.
268

На предприятиях, где в результате длительной эксплуатации
не наблюдалось интенсивного износа труб поверхностей нагрева котла
и нет необходимости ежегодно их измерять, контроль толщины стен¬
ки труб можно производить при капитальных ремонтах, но не
реже 1 раза в 4 года.
При осмотре труб необходимо также контролировать геометричес¬
кие размеры колокольчиков и отсутствие деформации труб.
Геометрические размеры колокольчиков вальцованных соединений
труб должны соответствовать размерам, указанным в технической
документации на котел. Колокольчики не должны иметь трещин
и разрушений вследствие коррозии.
Деформация, вызывающая выход труб из ряда более чем на 30 мм
и местное увеличение диаметра (раздутие, выпучины) труб (диаметром
51 мм) более чем до 54 мм, не допускается.
Результаты контроля следует заносить в ремонтный журнал
или паспорт котла.
7.	О ПРОДУВКЕ КОТЛОВ ДКВР 2,5-10 И КЕ 2,5-10
На основании исследований, проведенных ЦКТИ и заводом на
котлах ДКВР, а также на котлах ДЕ4-14ГМ и ДЕ6,5-14ГМ, было пере¬
несено место отбора непрерывной продувки, ранее расположенное
в верхнем барабане, в нижний, на место периодической продувки.
Пятилетние наблюдения за работой котлов с измененным местом
расположения продувки подтвердили целесообразность такой рекон¬
струкции. Количество шлама в нижнем барабане по сравнению с его
количеством при расположении непрерывной продувки в верхнем бара¬
бане заметно уменьшилось. Поэтому было принято решение о пере¬
носе места отбора непрерывной продувки в нижний барабан на всех
котлах с одноступенчатой схемой испарения. В настоящее время котлы
ДКВР имеют следующие линии продувок:
непрерывную — из нижнего барабана;
периодическую — из нижних точек камер экранов в отде пьную
продувочную линию;
вода спускается из нижнего барабана через колено (внутренний
диаметр 50 мм) в линию свободного слива.
8.	ОБ УСТАНОВКЕ ЛЕГКОПЛАВКИХ ПРОБОК НА КОТЛАХ
ДКВР
У всех выпущенных ранее котлов ДКВ, а также у изготовляемых
в настоящее время котлов ДКВР производительностью 2,5—10 т/ч
на нижней образующей верхнего барабана (в зоне топочной камеры)
устанавливаются контрольные легкоплавкие пробки.
Установка легкоплавких пробок повышает надежность эксплуата¬
ции котла и является обязательной независимо от вида сжигаемо¬
го топлива (газа, мазута, твердого топлива, древесных отходов
и т. д.), а также наличия изоляции на нижней части верхнего бараба¬
на, обращенной в топку.
269

Основное назначение пробок состоит в том, чтобы в случае упус¬
ка воды своевременно обратить внимание на чрезмерное повышение
температуры стенки барабана.
Резкий шум пароводяной струи, выходящей через пробку, является
сигналом для немедленной остановки котла.
Перезаливку пробок необходимо производить через 6 мес экс¬
плуатации котла. В случае оснащения котлов надежно действующей
автоматикой безопасности допускается перезаливку пробок выполнять
через 12 мес.
По отдельным заказам завод не изготовляет и не поставляет
легкоплавкие пробки. Изготовление и перезаливку пробок должен
осуществлять заказчик. Технические требования на изготовление
пробок и свинцово-оловянистый сплав приведены в заводской инструк¬
ции по котлам и прилагаемых чертежах на пробки.
Следует обратить особое внимание на химический состав сплава,
который должен обязательно выдерживаться при заливке пробок:
свинец С2 и СЗ (ГОСТ 3778 — 65) —90% и олово 01 или 02
(ГОСТ 860 - 60) - 10%.
9.	О ПЕРЕВОДЕ КОТЛОВ ДКВР НА ВОДОГРЕЙНЫЙ
РЕЖИМ
Серийно выпускаемые Бийским котельным заводом котлы ДКВР
предназначены для получения промышленного пара.
Вопросами перевода котлов на водогрейный режим завод не
занимается, техническую документацию не разрабатывает и котлов
в индивидуальном исполнении для водогрейного режима не изготов¬
ляет. Перевод котлов на водогрейный режим осуществляет заказчик
по действующим типовым проектам отопительных котельных или по
проектам, разработанным специализированными проектными организа¬
циями.
Котлы ДКВР можно переводить на водогрейный режим по следую¬
щим тепловым схемам:
а)	бойлер расположен внутри верхнего барабана (рис. 1, а). Эта
тепловая схема является наиболее простой, однако она имеет следую¬
щие недостатки: загромождение барабана, ограниченные размеры по¬
верхностей бойлера, быстрое зашламление его трубок, трудность
очистки, ремонта и контроля. В связи с этим завод воздерживается
от применения такой схемы;
б)	бойлер расположен над котлом (рис. 1, б) и включен в схему
циркуляции котла. Конденсат из бойлера самотеком сливается в ниж¬
ний барабан котла. Для обеспечения необходимого напора ось бойлера
должна быть установлена выше оси верхнего барабана не менее
чем на 1,5 м. По этой схеме котлы работают как паровые, и тем¬
пература стенок поверхностей нагрева получается выше точки
росы, что предохраняет поверхности нагрева котла от газовой
коррозии.
Перевод котлов ДКВР непосредственно на водогрейный режим
без установки бойлеров приводит к коррозии поверхностей нагрева.

Рис. 1. Схема подогрева сетевой воды в бойлерах, включенных в цир¬
куляцию с котлами ДКВР:
/-бойлер; 2-регулятор температуры; 3 - подпитка теплосети; 4 - тепло¬
фикационный экономайзер
Рис. 2. Схема перевода котла
ДКВР на водогрейный режим,
предложенная трестом Уралэнер-
гочермет:
I — neperородки; 2 — отвод сетевой во¬
ды; 3 — перепускные линии; 4 — тепло¬
фикационный экономайзер; 5 — подвод
сетевой воды
особенно при сжигании сернистых топлив. -Такой перевод котлов
иа водогрейный режим возможен при сжигании несернистых топлив.
Ввиду отсутствия на заводе опытных эксплуатационных данных по
эксплуатации котлов ДКВР в водогрейном режиме завод не может
гарантировать длительного срока службы таких котлов.
На рис. 2 показана схема перевода котлов ДКВР производитель¬
ностью 2,5—6,5 т/ч, предложенная трестом Уралэнергочермет. Для
котлов ДКВР большей производительности требуется разработка
схемы перевода на водогрейный режим с учетом получения во всех
контурах допустимых скоростей воды. При этом необходим тщатель¬
ный контроль за отсутствием кислорода в сетевой воде, проходящей
через котел, так как иначе через короткий срок поверхности на¬
грева будут выведены из строя.
По всем вопросам эксплуатации указанных в информационных
материалах котлов просьба обращаться на Бийский котельный завод по
адресу: 558303, г. Бийск, ул. П. Мерлина, 63.
271

40.	О ПОРЯДКЕ ОСМОТРА ВНУТРЕННЕЙ
ПОВЕРХНОСТИ КОЛЛЕКТОРОВ ВОДОГРЕЙНЫХ
КОТЛОВ ДОРОГОБУЖСКОГО КОТЕЛЬНОГО
ЗАВОДА
1.	В статье 2-3-2 «Правил устройства и безопасной эксплуата¬
ции паровых и водогрейных котлов» сказано о необходимости
выполнять в элементах котла, в которые невозможно проникнуть
человеку, овальные или круглые лючки с наименьшим размером в
свету не менее 80 мм.
Число лючков и их расположение на элементах котла приведе¬
ны в рабочей технической документации проекта исходя из условия
обеспечения возможности осмотра внутренней поверхности этих
элементов.
2.	Госгортехнадзор СССР (письмо от 26 мая 1974 г. № 06-13-2а/629)
допустил изготовление водогрейных котлов без лючков у коллекторов
при условии оснащения их штуцерами для внутреннего осмотра.
Число и расположение штуцеров определяет автор проекта котлов.
На основании изложенного коллекторы водогрейных котлов,
выпускаемых заводом, оснащаются штуцерами с донышками. Места
их установки определяют исходя из необходимости осмотра внут¬
ренних поверхностей коллекторов, предполагаемой возможности от¬
ложений шлама внутри коллектора.
3.	Для проведения внутреннего осмотра коллектора необходимо
отрезать по окружности штуцер вблизи донышка (рис. 1, поз. 2 — место
реза), с одного конца коллектора I через штуцер завести лампочку,
с другого — осмотреть внутреннюю поверхность невооруженным гла¬
зом; при расположении штуцеров по оси коллектора или под углом
к продольной оси коллектора — с помощью зеркала (рис. 2). Затем
штуцер следует приварить одним из способов, изложенных в «Руково¬
дящих технических материалах по сварке, термообработке и контролю
трубных систем котлов и трубопроводов при монтаже и ремонте
оборудования тепловых электростанций» РТМ-1С—81 (Энергоиздат,
1982).
Контроль сварного соединения следует произвести в соответствии
с требованиями Правил по котлам.
272

Рис. 2
При последующих осмотрах резать штуцер необходимо по свар¬
ному соединению. Количество резов штуцера определяется расстоянием
между сварными швами на штуцере и коллекторе, которое должно
быть не менее 100 мм. При уменьшении этого расстояния штуцер
должен быть заменен.
4.	Если коллектор имеет много изолированных частей (коллектор
экрана с многоциркуляционным контуром) и установка штуцеров
для осмотра каждой из частей нецелесообразна, внутренний осмотр
их при необходимости проводят через отверстия, образованные
вырезанием экранных труб или стояков конвективной части, способом,
изложенным в п. 3.
Внутренний осмотр следует проводить по «Методическим указа¬
ниям по обследованию и техническому освидетельствованию объектов
котлонадзора», утвержденным Госгортехнадзором СССР 25 октября
1977 г.
41.	ОБ УСТАНОВКЕ ЗАГЛУШЕК В ОТВЕРСТИЯ
БАРАБАНОВ КОТЛОВ
При установке заглушек в отверстия барабанов котлов необхо¬
димо руководствоваться инструкцией «Паровые котлы ДКВР» Бий¬
ского котельного завода и справочником «Изготовление объектов
котлонадзора» издания 1980 г.
Заглушки в отверстия барабанов устанавливают в крайнем случае
при удалении дефектной трубы. Заглушку ставят донышком внутрь
барабана. Для котлов с давлением до 1274 кПа (13 кгс/см*) реко¬
мендуется применять заглушку, состоящую из двух частей: цилиндри¬
ческого патрубка, вырезанного из трубы, и плоского донышка. Па¬
трубок завальцовывают в отверстие барабана, а затем к нему
приваривают или устанавливают на резьбе донышко. При приварке
донышка не допускается нагрев вальцовочного соединения из-за воз¬
можного нарушения его плотности. Вальцевание патрубка производят
цилиндрической вальцовкой с короткими роликами.
После гидравлического испытания поверхность заглушки, обра¬
щенная к топке, должна быть заторкретирована.
273

В процессе эксплуатации из-за течи трубы или ее разрыва иногда
возникает необходимость в установке заглушки на трубное отверс¬
тие. Для преимущественного применения рекомендуются колпачковые
заглушки, изготовленные из отрезков труб. Для котлов ДКВР до¬
пускаются также заглушки с донышком на резьбе и с приварным
донышком. Требования к установке заглушек в трубные отверстия
такие же, как и к установке новой трубы. Заглушки в барабан
котла устанавливают донышком внутрь, а в коллекторы во избежа¬
ние увеличения их гидравлического сопротивления — донышком нару¬
жу. Все установленные заглушки должны быть зарегистрированы в
ремонтном журнале котла. Прн ближайшем капитальном ремонте кот¬
ла все временные заглушки должны быть заменены трубами.
42.	О ВНЕСЕНИИ ИЗМЕНЕНИЙ И ДОПОЛНЕНИЙ
В «ПРАВИЛА УСТРОЙСТВА И БЕЗОПАСНОЙ
ЭКСПЛУАТАЦИИ ЛИФТОВ»
Постановлением Госгортехнадзора СССР от 31 июля 1984 г.
№ 32 утверждены изменения и допоіціения в статьи 4.1.10, 4.1.14,
4.5.2,	4.5.17, 5.1.6, 5.1.28, 7.4.5 «Правил устройства и безопасной
эксплуатации лифтов».
1.	Статью 4.1.10 дополнить следующим текстом: «Допускается
уменьшение этого размера до 500 мм, если в приямке лифта
предусмотрены инвентарные упоры, обеспечивающие свободное прост¬
ранство не менее 1500 мм между полом приямка и кабиной при по¬
садке ее на упоры. При установке упоров следует включать блоки¬
ровку, обеспечивающую снятие напряжения с приводного электродви¬
гателя».
2.	Статью 4.1.14 дополнить следующим текстом: «У лифтов, в
которых исключена возможность открывания дверей кабины между
этажами, выступы могут иметь скосы только снизу».
3.	В статью 4.5.2 внести следующие изменения:
Подпункт «а» записать в следующей редакции: «из металличес¬
ких листов толщиной не менее 1 мм.
При этом каждая стенка кабины должна выдерживать нагрузку,
равную 300 Н (30 кгс), приложенную к любому месту изнутри каби¬
ны под прямым углом к стенке. Нагрузка должна равномерно распре¬
деляться на площади 5 см2 поверхности круглого или квадратного
сечения.
Упругая деформация стенки под этой нагрузкой не должна быть
более 15 мм. При этом остаточная деформация ие допускается».
4.	Дополнить статью 4.5.17 следующим текстом: «Допускается
ограничение площади до нормы посредством дополнительной запирае¬
мой двери.
При этом должны быть выполнены следующие условия:
а)	отпирание двери должно быть возможно только обслуживаю¬
щим персоналом и только с применением специального ключа;
274

б)	при отпирании дополнительной двери цепь управления долж¬
на разрываться и при этом должен подаваться соответствующий сиг¬
нал на диспетчерский пульт;
в)	при управлении лифтом с открытой дополнительной дверью
обслуживающим персоналом наружные вызовы должны быть отклю¬
чены».
5.	Статью 5.1.6 подпункт «в» дополнить следующим текстом:
«У автоматических раздвижных дверей допускается совмещение функ¬
ций контроля закрытия створок и запирания автоматического замка
дверей шахты одними и теми же контактами. Эти контакты долж¬
ны одновременно контролировать запирание одной створки и закры¬
тие другой. При этом размыкание контактов должно происходить
раньше, чем отпирание замка двери. На дверях шахты должно быть
установлено не менее двух контактов».
6.	В статье 5.1.28 записать скорость до 1,6 м/с включительно
вместо указанной скорости до 1,5 м/с.
7.	Дополнить статью 7.4.5 следующим текстом: «Для специали¬
зированных организаций по обслуживанию и ремонту лифтов допус¬
кается закрепление лифтов за бригадиром электромехаников. При
этом должно быть разработано положение о бригаде, согласованное
с Госгортехнадзором СССР или Госгортехнадзором союзной респуб¬
лики и ЦК соответствующего профсоюза».
э

Раздел пятый
КОМПЕНСАЦИЯ
РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
И ПОВЫШЕНИЕ КАЧЕСТВА
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
43.	ИНСТРУКЦИЯ ПО СИСТЕМНОМУ РАСЧЕТУ
КОМПЕНСАЦИИ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ
ВВЕДЕНИЕ
Настоящая Инструкция предназначена для персонала предприятий
энергонадзора, диспетчерских служб (служб энергетических режимов),
служб перспективного развития энергосистем и АСУ.
Инструкция устанавливает порядок расчета оптимальной реактив¬
ной мощности, передаваемой потребителю в часы максимальных и
минимальных нагрузок энергосистемы, и необходимой мощности ком¬
пенсирующих устройств (КУ) в его сети. Эти значения используют
при расчетах за электроэнергию с действующими промышленными и
приравненными к ним потребителями в соответствии со скидками и
надбавками к тарифу за компенсацию реактивной мощности в электро¬
установках потребителей [1] и при выдаче технических требований
вновь присоединяемым потребителям.
Оптимальные мощности КУ, устанавливаемых в сетях энерго¬
систем и потребителей, должны быть взаимоувязаны. Такая увязка
обеспечивается при выполнении персоналом диспетчерских служб и
служб перспективного развития энергосистем расчетов по специаль¬
ным программам на ЭВМ, удовлетворяющим требованиям настоящей
Инструкции.
Настоящая Инструкция заменяет «Инструкцию по системному
расчету компенсации реактивной мощности в электрических сетях»
издания 1981 г. Она составлена с учетом «Разъяснений к методике
расчета оптимальных значений реактивной мощности, задаваемых по¬
требителю» («Промышленная энергетика», 1983, № 5) и «Указаний по
компенсации реактивной мощности в системе тягового электроснабже¬
ния электрифицированных железных дорог» («Промышленная энергети¬
ка», 1984, № 3).
1.	ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1.	Системным расчетом компенсации реактивной мощности
(КРМ) в электрических сетях называется расчет, определяющий оп¬
тимальные взаимоувязанные мощности компенсирующих устройств в
сетях энергосистемы и питающихся от нее потребителей.
276

1.2.	Системный расчет с использованием программ на ЭВМ вы¬
полняет служба АСУ энергосистемы. Исходные данные для расчета,
приведенные в подразделе 3.2, подготавливают диспетчерская служ¬
ба, служба перспективного развития и предприятия энергонадзора.
Используемые программы должны удовлетворять требованиям, изло¬
женным в подразделе 3.1.
1.3.	До внедрения программ системного расчета КРМ реактив¬
ную мощность, передаваемую потребителю, рассчитывал персонал
энергонадзора по упрощенным методикам, изложенным в разд. 2.
При расчете по упрощенным методикам мощности КУ в сетях потре¬
бителя получаются в среднем меньше, чем при расчете на ЭВМ, так
как упрощенные методики ориентированы на определение гарантиро¬
ванного требования к КРМ, обеспечивающего с вероятностью 95% не-
превышение при упрощенном расчете требований, которые будут уточ¬
нены впоследствии при расчетах на ЭВМ.
1.4.	Целью расчетов является получение:
для действующих промышленных и приравненных к ним потре¬
бителей с присоединенной мощностью SnD = 750 кВ • А и более —
оптимальных значений реактивной мощности, передаваемой из сети
энергосистемы в часы максимальных и минимальных ее нагрузок
(Сэі и бэг), для каждого квартала года;
для вновь присоединяемых (проектируемых) потребителей с
присоединенной мощностью 750 кВ-А и более — значений Q3y и
бэ2 Дл® квартала максимальной годовой нагрузки энерго¬
системы (обычно IV квартала) и реактивной мощности, которая
может быть передана в послеаварийных режимах ga;
для действующих и вновь присоединяемых потребителей с при¬
соединенной мощностью менее 750 кВ-A — значения оптимальной
мощности КУ 2КЭ, которая должна эксплуатироваться в сети.
Для всех потребителей с присоединенной мощностью 750 кВ-А
и более должно быть рассчитано удельное снижение потерь мощ¬
ности в сети 35 кВ и в^іше энергосистемы в часы ее максималь¬
ной нагрузки при использовании КУ в данном нагрузочном узле. Эта
величина требуется для оформления потребителем заявки на КУ в
соответствии с действующей формой 83-1 ПМТС [2].
При расчете на ЭВМ получают значения (?э| и 2э2, относящиеся
к шинам 6 — 20 кВ понижающих подстанций энергосистемы. Распреде¬
ление бэі и 2Э2 между потребителями, питающимися от шин одной
подстанции, производит персонал энергонадзора.
1.5.	Для планирования потребителями ввода КУ в своих сетях
энергоснабжающая организация должна задавать значение ()*ѵ (для
потребителей с 5пр 750 кВ-А бкэ) на каждый год предстоящего
пятилетнего периода.
Энергоснабжающая организация может изменить заданное значе¬
ние Q31, но не позднее чем за 2 года до начала расчетов за
электроэнергию на основе измененного значения. Изменение не долж¬
но превышать 20 % ранее заданного значения.
Значения Q31 для I —III кварталов и (2э2 для всех кварталов
необходимо задавать не позднее чем за 3 мес до начала расчетов
за электроэнергию на их основе.
277

Изменение значений бкэ, установленных для потребителей с
присоединенной мощностью менее 750 кВ-A, допускается лишь в слу¬
чае, если представленные потребителем значения присоединенной мощ¬
ности на рассматриваемые годы оказались не соответствующими
фактическим.
Іѵ1.6. При использовании упрощенных методик (разд. 2) значения
(2, 1 и 2к э задают одинаковыми на все годы предстоящего пяти¬
летнего периода и могут быть изменены в пределах, указанных
в п. 1.5, в Следующих случаях:
а)	появление у потребителя дополнительных синхронных машин
(см. п. 2.3):
б)	перевод потребителя на питание от сети другого напряжения;
в)	переход на расчеты с помощью ЭВМ;
г)	изменение присоединенной мощности потребителя с присоеди¬
ненной мощностью менее 750 кВ-А.
2.	УПРОЩЕННЫЕ МЕТОДИКИ РАСЧЕТОВ
2.1.	Значение (2 л Для предприятий с Snp > 750 кВ-А, получаю¬
щих питание от сетей с несколькими ступенями трансформации
(не по тупиковым линиям от электростанций), определяют как
меньшее из значений, вычисленных по формулам:
б!і = аР$-,	(1)
б'Л = !2фі_ бс.д.у1,	(2)
где а — коэффициент, определяемый по табл. 1 в зависимости от
высшего напряжения подстанции с низшим напряжением 6 — 20 кВ,
Таблица 1
ОЭС
Значения коэффициента а при
высшем напряжении подстанции
35— 330/6—20 кВ
*35 кВ
110-150 кВ
220-330 кВ
Северо-Запада, Центра, Средней Волги,
Юга, Северного Казахстана
0,23
0,28
0,37
Средней Азии
0,3
0,35
0,47
Сибири
0,24
0,29
0,4
Урала
0,27
0,31
0,42
Северного Кавказа, Закавказья
0,22
0,26
0,34
Дальнего Востока
0,2
0,25
0,32
при питании потребителя от шин генераторного напряжения электро¬
станции принимается равным 0,6; Р^ — 30-минутный максимум
активной нагрузки потребителя в часы максимальной нагрузки
энергосистемы в IV квартале прошедшего года; (2фі — 30-минутный-
максимум реактивной нагрузки в те же часы; Ссд.уі— возможное
увеличение генерации реактивной мощности синхронными двигателями
(СД) 6—10 кВ (без учета резервных) в те же часы (выявляется
при анализе режимов их работы).
278

При меч а н и я: 1. При временном снижении в последние 1 —2 года
значения , вызванном реконструкцией предприятия или переходом
на выпуск новой продукции, в (1) необходимо использовать значение
Рф , соответствующее потреблению энергии до периода реконструкции.
2. Если оказалось больше установка КУ у данного по¬
требителя нецелесообразна и при расширении предприятия и подклю¬
чении новых электропрнемников допустимо увеличение потребления
реактивной мощности вплоть до значения О*У
Все значения 2эі и бэ2, вычисленные с помощью коэффициентов
«, относятся к шинам 6 — 20 кВ понижающих подстанций
35—33O/6—2O кВ или генераторов (в случае питания от шин гене¬
раторного напряжения). В соответствии с Правилами пользования
электрической и тепловой энергией [3] значения £э1 и Сэ2 должны
соответствовать точкам установки приборов учета электроэнергии.
Если приборы учета установлены не на шинах 6—20 кВ, то значения
Сз1 и 2э2, полученные с помощью коэффициентов а, должны быть из¬
менены на значение потерь реактивной мощности Д£ от шин 6—20
кВ до точки установки приборов учета.
Такую корректировку необходимо выполнять, если между местом
установки приборов учета и шинами 6—20 кВ находится трансформа¬
тор.
2.2.	Для обеспечения потребления реактивной мощности в часы
максимальной нагрузки IV квартала на уровне, не превышающем
бэУ, потребитель должен ввести в действие дополнительные батареи
конденсаторов (БК) мощностью
ек.д = е^-е^-е^ѵд.у1.	(3)
Вычисление по формуле (3) необходимо производить, если
б'і < бэГ В противном случае бк.д = 0-
Примечание. Фактическая потребность в БК может быть мень¬
ше 2к Д за счет БК, введенных в действие после момента регист¬
рации значения 2$. Она определяется в соответствии с формой
№ 83-1 ПМТС.[2].
2.3.	Для потребителей, получающих электроэнергию от понижаю¬
щих подстанций 35—150 кВ (независимо от напряжения питания
потребителя) или от шин генераторного напряжения, для І-ІП квар¬
талов
бэі — Qj>l ~ бк.д — ^бкі — бс.д.уі*	(4)
где і — номер квартала; 2<Ы — 30-минутный максимум реактивной на¬
грузки в /-м квартале прошедшего года; 52кі — разность рабочей
мощности БК в IV квартале прошедшего года и мощности БК,
использовавшейся в максимум нагрузки /-го квартала этого же года;
бс.д.уі — возможное увеличение генерации реактивной мощности СД
в максимум нагрузки /-го квартала.
П р и~м е ч а н и е. Рабочая мощность БК может быть меньше уста¬
новленной вследствие выхода нз строя части конденсаторов. Если данных
о фактическом значении рабочей мощности БК нет, в расчетах исполь¬
зуют значения установленной мощности.
279

Значения 2,2 для одно- и двухсменных предприятий, относящих¬
ся к данной группе, принимают равными нулю.
Для трехсменных предприятий данной группы определяют ниж¬
ние границы возможного потребления реактивной мощности в часы
минимальных нагрузок энергосистемы ■»
Сэ2н — 42^)2 д ^Ск2 бс.д.у2»
(5)
где 2‘ф2— средняя мощность, потреблявшаяся (генерировавшаяся) в
часы малых нагрузок і-го квартала; 6Ск2 — разность рабочей мощ¬
ности БК в IV квартале прошедшего года и мощности БК, исполь¬
зовавшейся в минимум нагрузки і-го квартала; бс.ду2— возможное
увеличение генерации реактивной мощности СД в часы минималь¬
ных нагрузок энергосистемы в і-м квартале.
Если Сэ2н > 0, то принимают 2э2 = Сэ2н- В противном случае
принимают бэ2 = 0.
2.4.	Для потребителей, получающих питание от подстанций
220 — 330 кВ, значения 2э1 рассчитывают аналогично изложенному
в пп. 2.1—2.3.
Для определения значений 2э2 рассчитывают дополнительно к
Сэ2н (5) верхние границы возможного потребления реактивной мощ¬
ности
бэ2в — 2ф2 3" Ск2 3" 2с.д.с2>
(6)
где Ск2 — мощность БК, не отключавшихся в часы малых нагрузок
і-го квартала; Qj. дс2 — возможное снижение генерируемой реактивной
мощности СД в часы максимальных нагрузок энергосистемы (дан¬
ные представляет потребитель. При отсутствии данных принимают
&Дс2=о).
Конкретные значения б‘э2 из диапазона от (Х,2в до С‘Э2н уста¬
навливают по согласованию с диспетчерской службой энергосистемы.
При завышенных напряжениях в сети 220 кВ й выше в ночные
часы значения 2э2 устанавливают близкими к Сэ2в. ПРИ нормальных
напряжениях — близкими к 2Э2Н или к нулю (в зависимости от знака
Сэ2н - см. п. 2.3).
Пример 1. Промышленный потребитель, находящийся в районе
ОЭС Центра, получает питание от понижающей подстанции
110/10 кВ. Максимальная активная нагрузка квартала РфѴ = 60 МВт.
Потребитель работает в три смены. Установленная мощность БК
иа конец, года составила 10 Мвар, а мощность СД 10 кВ — 36 МВт
(из них 6 МВт — резервные). Из суммарной установленной мощности
рабочих СД, равной 30 МВт, по технологии производства в часы
максимальных нагрузок I и IV кварталов работают СД суммарной
мощностью 25 МВт, а в часы минимальных нагрузок — 20 МВт.
Во II и III кварталах мощность СД составляет 20 и 15 МВт
соответственно. Остальные исходные данные приведены в табл. 2,
Определить значения 2э1 и 2э2 для всех кварталов следующего года.
280

Таблица 2. Исходные данные к примеру 1
Параметр
Значение параметров
для кварталов
I
II
ш
гѵ
1.
Фактическое потребление реактивной
мощности в максимум нагрузки, Мвар
32
28
30
35
2.
То же в минимум, Мвар
22
20
24
30
3.
Номинальная мощность СД (без резер¬
вных), МВт
30
30
30
30
4.
Из них работают в максимум нагрузки,
МВт
25
20
20
25
5.
То же в минимум, МВт
20
15
15
20
6.
Возможное увеличение реактивной мощ¬
ности СД в максимум нагрузки, Мвар
3
2
2
3
7.
То же в минимум, Мвар
4
3
3
4
8.
Возможное снижение реактивной мощ¬
ности СД в минимум нагрузки, Мвар
1
1
1
1
9.
Рабочая мощность БК, Мвар
9
9
10
10
10.
Из них использовались в максимум
нагрузки, Мвар
9
7
8
10
11.
То же в минимум нагрузки, Мвар
6
4
5
6
Решение. 1. По формуле (1) и табл. 1 получаем
С'э 1 = 0,28-60 = 16,8 Мвар.
По формуле (2)
2эі = 35 - 3 = 32 Мвар.
Значение Q™ принимаем равным 16,8 Мвар.
■ 2. Для обеспечения рассчитанного потребления реактивной мощ¬
ности потребитель должен ввести в действие дополнительные БК
мощностью (3)
Ск.л = 35 - 16,8 - 3 = 15,2 Мвар.
Дальнейшие этапы расчета приведены в табл. 3.
Значения £)‘э2 могут быть заданы любыми в диапазоне от 2э2в
Сэ2н- Любое значение в этом диапазоне может быть выдержано
при наличии у потребителя необходимой мощности КУ. В соответ¬
ствии с расчетом необходимая суммарная мощность БК в сети дан¬
ного потребителя составляет QK уст + 2КД = 10 + 15,2 = 25,2 Мвар,
а диапазон возможного изменения реактивной мощности СД в мини¬
мум нагрузки (сумма пп. 7 и 8 табл. 2) составляет по кварталам
5, 4, 4 и 5. Следовательно, суммарный регулировочный диапазон
всех КУ в минимум нагрузки составляет 30,2 Мвар для I и IV квар-
281

Таблица 3. Результаты расчета к примеру 1
Параметр
Значение параметра, Мвар,
для кварталов
I
и
III
IV
1. Разность установленной мощности БК
в IV квартале и мощности, использо¬
вавшейся в максимум нагрузки і-го квар¬
тала
1
3
2
0
2. То же в минимум
4
6
5
4
3. Значение (?э|
12,8
7,8
-10,8
16,8
4. Верхняя граница бэ2в
29
25
30
37
5. Нижняя граница (?э2н
-1,2
-4,2
0,8
6,8
6. Значения 2э2, задаваемые потребителю
Определяются режи¬
мом напряжения в кон¬
кретном узле системы
в ночные часы
талов и 29,2 Мвар 'для П и III кварталов. Если расчет проведен
правильно, то разности Q32e — Сэ2н должны быть равны этим зна¬
чениям.
Примечание. Расчет значений Q‘31 и ()‘э2 по приведенному
алгоритму может быть проведен на ЭВМ по программе <2Э12, раз¬
работанной во ВНИИЭ. Исходные данные для программы представля¬
ются в виде табл. 2, заполняемой потребителем и проверяемой энер¬
госнабжающей организацией.
2.5.	Для потребителей, получающих питание от электростанций
энергосистемы по тупиковым линиям 35 — 220 кВ, ■
где RCHCT — суммарное сопротивление электропередачи, включающее
сопротивления повышающего трансформатора электростанции RTX,
линии электропередачи Rn и понижающего трансформатора 35—220/
6 — 20 кВ у потребителя RT п, приведенные к напряжению 10 кВ;
Р™ — максимальная нагрузка потребителя в часы максимальных на¬
грузок энергосистемы в IV квартале; Е3 — коэффициент, характеризую¬
щий соотношение удельных затрат на КУ и на потери электроэнер¬
гии [2] и принимаемый равным для европейской части СССР 1,2,
Северного Казахстана и Сибири 1,4, Средней Азии 1,7, Дальнего
Востока 1,1.
Любое сопротивление приводят к напряжению 10 кВ по формуле
Кпр = Кнсх(10/1/иом)2,	(8)
где R„cx — исходное сопротивление элемента, отнесенное к его номи¬
нальному напряжению.
282

2.6.	В целях предотвращения завышенных поставок КУ крупным
потребителям, многие из которых расположены на незначительном
расстоянии от генерирующих источников или линий электропередачи
сверхвысокого напряжения, значения Q‘3vt для потребителей с факти¬
ческим потреблением реактивной мощности в часы максимальных
нагрузок более 30 Мвар необходимо согласовывать с центральной
диспетчерской службой и службой перспективного развития. При
возможности выделения основных элементов энергосистемы, по кото¬
рым получают питание такие потребители, рассчитывать <2эі реко¬
мендуется по (7), а удельное снижение потерь — по (13).
Для тяговых подстанций электрифицированного железнодорож¬
ного и городского транспорта расчету подлежит лишь Q'31 по (1).
Так как эти потребители рассчитываются по одноставочному тарифу,
контроль 30-минутных максимумов активной и реактивной нагрузок
у них не предусмотрен. Поэтому и 2ф| определяют по показа¬
ниям обычных счетчиков активной и реактивной электроэнергии
WP .
24Д ’
/ wn t \
(9)
(Ю)
где Д — число дней, за которое сняты показания счетчика; коэффи¬
циент км = 1,3 для тяговых подстанций городского электрифициро¬
ванного транспорта и подстанций Московского и Ленинградского
участков железной дороги с интенсивным пригородным движением
(в радиусе 100 км от города); в остальных случаях км = 1; іоткл -
продолжительность отключенного состояния КУ или ее секции за
1 сут, соответствующая заданным энергоснабжающей организацией
режимам работы КУ; QKp — мощность секции КУ, подлежащей
отключению в заданные периоды суток (на тяговых подстанциях
в общем случае достаточно делить КУ на две части - постоянно
включенную и отключаемую; в частных случаях может оказаться
целесообразным отключать в ночные часы всю установку либо
наоборот — всю установку держать постоянно включенной).
2.7.	Значение QK э для действующих потребителей с присоединен¬
ной мощностью менее 750 кВ-А определяют следующим образом.
Вначале рассчитывают
ее. э=(о,2 + o,5da.CB)snpfc3,
(п)
где $ир — присоединенная мощность трансформаторов 6 —10/0,4 кВ;
^а.св — доля установленной мощности асинхронных двигателей и сва¬
рочных трансформаторов в составе приемников электроэнергии низ¬
кого напряжения; к3 — коэффициент загрузки трансформаторов 6 —
10 кВ.
Значение QK э определяют по следующей шкале:
СЕ.квар. . До 50 50-120 120-190 190 - 260 260 - 380 Более 380
6к.э,квар. .	0	75	150	225	300	450
283

Если бкэ оказывается меньше мощности устройства, уже уста¬
новленного в сети потребителя, в качестве QK э принимают фактическую
мощность установленного устройства.
При питании потребителя от сети 380 В в качестве присоеди¬
ненной мощности Snp принимают его максимальную нагрузку (неза¬
висимо от периода максимальных нагрузок энергосистемы), определен¬
ную измерением. Для таких потребителей э определяют по (11), при
этом коэффициент fc3 принимают равным единице.
При определении скидок и надбавок допускается по согласова¬
нию с потребителем в качестве (2К ф использовать номинальную мощ¬
ность КУ. В противном случае потребитель должен измерить фак¬
тическую мощность КУ в присутствии инспектора энергонадзора.
Если известна фактическая реактивная нагрузка потребителя в ча¬
сы максимальных нагрузок энергосистемы, определенная измерением,
бк.3 может быть установлена равной стандартной мощности БК,
ближайшей к измеренной фактической нагрузке.
При выдаче технических требований для проектирования электро¬
снабжения потребителей с Snp < 750 кВ ■ А мощность КУ
()к.э ~ ^*расч Ug Фрасч 0»2),	(12)
где tg Фрасч соответствует стороне высокого напряжения трансфор¬
маторов.
При питании потребителя от сети 380 В значение QK 3 устанавли¬
вают равным стандартной мощности БК, ближайшей к расчетной
реактивной нагрузке потребителя.
Пример 2. Присоединенная мощность потребителя составляет
630 кВ-А. Доля асинхронной и сварочной нагрузки йа.св=40%,
к3 = 0,5. Определить QK э.
Решение. По (11)
Qk э = (0,2 + 0,5 ■ 0,4) 630 • 0,5 = 126 квар.
По шкале стандартных мощностей КУ QK э — 150 квар.
2.8.	В соответствии с типовой формой договора на пользование
электроэнергией [3] энергоснабжающая организация обеспечивает ого¬
воренные в договоре отклонения напряжения на границе раздела
сетей энергосистемы и потребителя, если он выдерживает заданные
значения Q3l и (2э2 с точностью ±8<2эі и ± 8бэ2 соответственно.
Необходимая точность определяется влиянием реактивной мощности
в данном узле на режим напряжения. При отсутствии специальных
расчетов значения 6<2э 1 и &Q-i2 принимают одинаковыми и равными
20% суммарной мощности КУ в сети потребителя.
Значения 8()эі и 6(2э2 имеют отношение только, к обеспечению
допустимых отклонений напряжения, а скидки и надбавки к тарифам
определяют по фиксированным значениям 0Э| и 2э2 независимо от
установленной точности их поддержания. Допустимые отклонения
напряжения на границах раздела сетей устанавливают в соответ¬
ствии с [4].
284

2.9.	Удельное снижение потерь мощности в сети 35 кВ и выше '
энергосистемы зависит от высшего напряжения подстанции 35 — 330 кВ,
от которой получает питание потребитель, и составляет при
35 кВ — 48, при 110 — 150 кВ — 39, при 220 — 330 кВ — 15 кВт/тыс. квар.
Для потребителей, для которых Q’^ рассчитывают по (9), удель¬
ное снижение потерь мощности в сети энергосистемы
8р = 20е^«сист,	(13)
где бфі — в тыс. квар и Ксист — в Ом; RC11CT должно быть приведено
к напряжению 10 кВ.
3.	СИСТЕМНЫЙ РАСЧЕТ КОМПЕНСАЦИИ РЕАКТИВНОЙ
МОЩНОСТИ НА ЭВМ
3.1.	ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ПРОГРАММАМ РАСЧЕТА
3.1.1.	Рассчитывать потери электроэнергии в сетях и оборудовании
до и после установки КУ необходимо методами, приведенными в
отраслевой инструкции [5].
3.1.2.	Затраты на потери электроэнергии следует определять на
основании удельных замыкающих затрат на электроэнергию.
3.1.3.	В расчете должны быть учтены сети всех напряжений и
назначений, перетоки реактивной мощности по которым изменяются
при установке КУ независимо от их ведомственной принадлежности.
Сети потребителей электроэнергии необходимо учитывать в виде
эквивалентных сопротивлений или зависимостей затрат от мощности
размещаемых в них КУ.
3.1.4.	Результаты расчета следует представлять в виде гарантиро¬
ванных значений, учитывающих неопределенность следующих показа¬
телей:
замыкающих затрат на электроэнергию;
стоимостей КУ;
данных о нагрузках узлов и их изменении за расчетный период;
данных о схеме сети, ее параметрах и их изменении за рас¬
четный период;
данных о продолжительностях характерных суточных режимов
работы энергосистемы (летнего, зимнего, паводка и т. д.);
других показателей, представление которых в детерминированной
форме не соответствует их характеру.
3.1.5.	В программе необходимо предусматривать балансировку
исходных данных о нагрузках узлов с известной суммарной нагрузкой
энергосистемы.
3.1.6.	Выбирать КУ следует после оптимизации рабочих режимов
сетей и совместно с выбором других технических средств снижения
потерь электроэнергии и повышения ее качества. При этом нужно
учитывать существующую номенклатуру технических средств.
285

3.2.	ИСХОДНАЯ ИНФОРМАЦИЯ
3.2.1.	Центральная диспетчерская служба (ЦДС) и диспетчерские
службы предприятий электрических сетей (ПЭС) подготавливают:
рабочие схемы всех сетей 35 кВ и выше, находящихся на балансе
энергосистемы (включая сети ПЭС), для зимнего периода, принима¬
емого за основной расчетный;
данные об изменениях рабочих схем в характерных периодах (лет¬
нем, паводка и т. п.) по сравнению с зимним периодом;
данные о структуре генерирующих мощностей для характерных
периодов года;
суточные графики суммарной нагрузки собственных потребителей
энергосистемы для характерных периодов года;
суточные графики перетоков по межсистемным связям для харак¬
терных периодов года;
данные о продолжительности характерных периодов (суток);
суточные графики нагрузки на шинах 6—20 кВ всех подстанций
энергосистемы (как в нагрузочных, так и в генерирующих узлах) за
дни зимнего и летнего контрольных измерений;
данные о режимных ограничениях напряжений в узлах и силы
токов ветвей.
Примечание. Все графики представляются для активной и реак¬
тивной нагрузок.
3.2.2.	Служба перспективного развития представляет в ЦДС дан¬
ные о планируемых реконструкциях сети, вводах новых потребителей
и генерирующих мощностей, планируемых сроках перечисленных изме¬
нений, экспертные оценки специалистами службы реальности плани¬
руемых изменений и сроков, планируемый рост потребления электро¬
энергии по годам предстоящей пятилетки.
3.2.3.	Энергонадзор представляет в ЦДС данные по форме, при¬
веденной ниже:
Данные о суммарном потреблении электроэнергии
н режимах работы компенсирующих устройств у потребителей,
питающихся от шин 6-20 кВ понижающей подстанции
(наименование)
1.	Потребление электроэнергии:
за зимний месяц (показания	за сут):
активной тыс.	кВт-ч
реактивной тыс.	квар-ч
за летний месяц (показания	за сут):
активной  тыс.	кВт-ч
реактивной тыс.	квар-ч
286

2.	Суммарная мощность конденсаторных установок:
напряжением 6—20 кВ тыс. квар
в том числе регулируемых тыс. квар
напряжением 380 М тыс. квар
В том числе регулируемых тыс. квар
3.	Суммарная мощность синхронных двигателей
6—10 кВ без учета резервных тыс. кВт
4.	Количество СД шт.
5.	Суммарная располагаемая реактивная мощность СД
(50% находящихся в работе) в часы:
максимальных нагрузок	энергосистемы тыс.	квар
минимальных тыс.	квар
6.	Фактически используемая	реактивная мощность СД в часы:
максимальных нагрузок	энергосистемы тыс.	квар
минимальных тыс.	квар
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1.	Прейскурант № 09-01. Тарифы на электрическую и тепловую
энергию, отпускаемую энергосистемами и электростанциями Мини¬
стерства энергетики и электрификации СССР. М.: Прейскурантиздат,
1980. 48 с.
2.	Железко Ю. С. Компенсация реактивной мощности и повыше¬
ние качества электроэнергии. М.: Энергоатомиздат, 1985. 225 с.
3.	Правила пользования электрической и тепловой энергией. М.:
Энергоатомиздат, 1985. 640 с.
4.	Железко Ю. С., Копытов Ю. В., Стан В. В. Применение скидок
и надбавок к тарифу за качество электроэнергии.— Промышленная
энергетика, 1984, № 12, с. 11 — 14.
. 5. Инструкция по расчету и анализу расхода электроэнергии на
ее транспорт в электрических сетях энергосистем. М.: СПО Союз-
техэнерго, 1986. 52 с.
УТВЕРЖДЕНА
Главтехуправлением
Минэнерго СССР
22 мая 1985 г.
УТВЕРЖДЕНА
Главгосэнергонадзором
Минэнерго СССР
22 мая 1985 г.

44.	УКАЗАНИЯ ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ
КОМПЕНСАЦИИ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ ПРОМЫШЛЕННЫХ
ПРЕДПРИЯТИЙ '
В настоящих Указаниях изложена методика выбора и размещения
компенсирующих устройств в сети промышленного предприятия, поз¬
воляющая выполнить наиболее экономичным путем требования энерго¬
системы к потреблению реактивной мощности, определяемые в соот¬
ветствии с «Инструкцией по системному расчету компенсации реактив¬
ной мощности в электрических сетях».
Настоящие Указания заменяют «Указания по компенсации реак¬
тивной мощности в распределительных сетях» («Энергия», 1974).
1.	ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1.	Требования настоящих Указаний распространяются на всех
промышленных и приравненных к ним потребителей электроэнергии,
которые получают питание от энергоснабжающей организации (энерго¬
системы), и их рекомендуется соблюдать всем организациям, проек¬
тирующим электроустановки новых, расширяемых и реконструируемых
промышленных предприятий, независимо от отрасли промышленности
и ведомственной принадлежности организации.
1.2.	Указания охватывают вопросы выбора типа, мощности, места
присоединения и режима работы компенсирующих устройств (КУ)
в электрических сетях промышленных предприятий напряжением до
и выше 1000 В. Решение перечисленных вопросов является неотъемле¬
мой частью проектно-сметной документации.
1.3.	На начальной стадии проектирования определяются макси¬
мальные суммарные расчетные активные и реактивные электрические
нагрузки предприятия Ртах и Qmax (при естественном коэффициенте
мощности) в соответствии с «Указаниями по определению электри¬
ческих нагрузок в промышленных установках».
Максимальная суммарная реактивная нагрузка предприятия, при¬
нимаемая для определения мощности КУ,
Qmax 1 KQmax*
где К — коэффициент, учитывающий несовпадение по времени макси¬
мальных активной нагрузки энергосистемы и реактивной моіцности
промышленного предприятия.
Значения коэффициента К для всех объединенных энергосистем
(ОЭС) принимаются в зависимости от отрасли промышленности:
Нефтеперерабатывающая, текстильная	0,85
Черная и цветная металлургия, химическая, нефтедобывающая,
пищевая,	строительных	материалов,	бумажная	0,90
Угольная, газовая, машиностроительная и металлообрабаты¬
вающая		0,85
Торфоперерабатывающая,	деревообрабатывающая	0,80
Прочие	  0,75
288

1.4.	Значения максимальных суммарных реактивной и активной
нагрузок сообщаются в энергосистему для определения экономически
оптимальной (входной) реактивной мощности, которая может быть
передана предприятию в режимах максимальной и минимальной годо¬
вых активных нагрузок энергосистемы 2э1 и 2э2.
1.5.	По входной реактивной мощности £>э1 определяется суммар¬
ная мощность КУ предприятия, а по бэ2 — регулируемая часть КУ.
Суммарная мощность компенсирующих устройств 2к1 определя¬
ется необходимым балансом реактивной мощности на границе раз¬
дела сетей предприятия и энергосистемы в период ее максимальной
активной нагрузки: 6к1 = Gmajtl - Сэ1.
1.6.	Для промышленных предприятий с присоединенной суммарной
мощностью трансформаторов менее 750 кВ-А мощность компенси¬
рующих устройств СК1 задается непосредственно энергосистемой и
является обязательной при проектировании электроснабжения пред¬
приятия.
1.7.	В настоящих Указаниях электрические сети предприятий по
функциональным признакам работы электроустановок и средствам
компенсации реактивной мощности (КРМ) условно подразделены на
сети общего назначения и сети со специфическими (нелинейными,
несимметричными и резкопеременными) нагрузками.
1.8.	На предприятии со специфическими нагрузками средства КРМ
должны обеспечивать надлежащие показатели качества электроэнергии
у приемников электроэнергии и на границе электрического раздела
предприятия и энергосистемы в соответствии с ГОСТ 13109—67*.
При питании от отдельного узла сети предприятия только спе¬
цифических приемников электроэнергии допускается превышение нор¬
мированных показателей ее качества в этом узле при условии обеспе¬
чения нормальной работы других электроустановок в системе элект¬
роснабжения предприятия.
1.9.	В качестве средств КРМ следует принимать: в сетях общего
назначения — батареи конденсаторов (БК) и синхронные двигатели
(СД);
в сетях со специфическими нагрузками, кроме того, фильтро¬
компенсирующие (ФКУ), симметрирующие (СУ) и фильтросимметри¬
рующие устройства (ФСУ), статические устройства компенсации реак¬
тивной мощности (прямого или косвенного действия) с быстродей¬
ствующими системами управления (СТК) и специальные быстро¬
действующие синхронные компенсаторы (ССК).
1.10.	По согласованию с энергосистемой, выдавшей технические
условия на присоединение потребителей, допускается принимать
большую по сравнению с (2кі суммарную мощность КУ (соответст¬
венно меньшую (2Э если это снижает приведенные затраты на
систему электроснабжения предприятия.
10 Инструктивные материалы

2.	КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ ОБЩЕГО НАЗНАЧЕНИЯ
2.1.	ОПРЕДЕЛЕНИЕ МОЩНОСТИ БАТАРЕЙ КОНДЕНСАТОРОВ
В СЕТЯХ НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 1000 В "
2.1.1.	Суммарная расчетная мощность батарей конденсаторов на¬
пряжением до 1000 В (НБК) определяется двумя последовательными
расчетными этапами по минимуму приведенных затрат:
1)	выбор экономически оптимального числа трансформаторов це¬
ховых трансформаторных подстанций (ПС);
2)	определение дополнительной мощности НБК в целях оптималь¬
ного снижения потерь в трансформаторах и сети напряжением
6—10 кВ предприятия, питающей эти трансформаторы.
Суммарная расчетная мощность НБК
2н.к = 2н.к1 + 2н.к2,
где Qu.к і и 2н.к2 — суммарные мощности батарей, определенные на
двух указанных этапах расчета.
2.1.2.	Суммарная мощность НБК распределяется между отдель¬
ными трансформаторами пропорционально их реактивным нагрузкам.
Определение мощности батарей конденсаторов по условию выбора
оптимального числа цеховых трансформаторов
2.1.3.	Для каждой технологически концентрированной группы це¬
ховых трансформаторов одинаковой мощности минимальное их число,
необходимое для питания максимальной активной нагрузки,
Nminr =	+ AN,
где т — максимальная суммарная расчетная активная нагрузка
данной группы трансформаторов; рт — коэффициент загрузки транс¬
форматоров; 5Т — принятая номинальная мощность одного трансфор¬
матора; AN — добавка до ближайшего большего целого числа.
Экономически оптимальное число трансформаторов NT э =
= Мтіпт + Д> (гДе т ~ дополнительное число трансформаторов).
Число трансформаторов NT 3 определяется удельными затратами
на передачу реактивной мощности с учетом постоянных составляющих
капитальных затрат
3* = Рт(зн.к - зв к)/зпс = рт3*с;
3*с = (Зн. к Зв. кУЗпс,
гДе зн к, зв к, Зис — соответственно удельные приведенные затраты на
НБК, батареи конденсаторов напряжением свыше 1000 В (ВБК) и ПС.
290

Рис. 2.1. Определение дополнительного числа трансформаторов по
фактическим 3*пс при Рт = 0,7-=-0,8 (в скобках при Рт = 0,9=1)
Значение зв1[ определяют с учетом постоянной составляющей затрат
на ВБК 30 и затрат, определяемых заводской стоимостью ВБК, Зв б к
Зв.к = Ро 3" ^в.б.к)/Св.к-
При известных удельных затратах, формирующих 3*пс> оптималь¬
ное количество трансформаторов рекомендуется определять по рис. 2.1.
Если расчетная точка А (NminT, 3*ІС), лежащая в зоне т графика,
оказалась правее точки Б (1ѴОТПТ, ДЛГ) этой же зоны, отвечающей
ранее принятому AN, то к N^„T прибавляется т, в противном случае
прибавляется т — 1.
При отсутствии достоверных стоимостных показателей для прак¬
тических расчетов допускается принимать 3JC = 0,5 и NT3 определять
в зависимости от т AN) по рис. 2.2.
2.1.4.	При трех трансформаторах и менее их мощность выбирается
исходя из максимальной активной нагрузки согласно условию ST >
Рщах т/(Рт^Ч)-
2.1.5.	По выбранному числу трансформаторов определяют мак¬
симальную реактивную мощность, которую целесообразно передать
через трансформаторы в сеть напряжением до 1000 В, Q., =
= Й^.э₽А)2 - pUt.
ю_*
291

Рис. 2.2. Зоны для определения дополнительного числа трансформа¬
торов:
а - ₽т = 0,74-0,8; б - ₽т = 0,94-1 •
Суммарная мощность НБК для данной группы трансформаторов
Сн.кІ = Спихт — Ст>
где бтахт — суммарная максимальная расчетная нагрузка.
Если окажется, что бн.к < Q, то по первому этапу расчета
установка НБК не требуется и бн.кі принимается равной нулю.
Определение мощности батарей конденсаторов в целях
оптимального снижения потерь
2.1.6.	Дополнительная суммарная мощность НБК для данной
группы трансформаторов
(2н.к2 Qmaxr (2н.к1
где у — расчетный коэффициент, принимаемый:
при двухступенчатой схеме питания трансформаторов от РП
6—10 кВ, на которых отсутствуют источники реактивной мощности
(ИРМ), у = Кі/60;
при магистральной схеме с тремя и более трансформаторами
У = Kj/30;
при магистральной схеме с двумя трансформаторами — по
рис. 2.3,6.
292

Рис. 2.3. Определение коэффициента у при радиальной («) и маги¬
стральной (б) схемах питания трансформаторов и напряжении сети
6 и 10 кВ
Коэффициенты К\ и К2 определяют по формулам
К1 = (зн.к - зв.к)со-Ю3; к2 = IST/F,
где Со — расчетная стоимость потерь по табл. 2.1 (используется только
для расчета КРМ); F — общее сечение линии; I — длина линии (при
магистральной схеме с двумя трансформаторами — длина участка до
первого трансформатора).
При отсутствии достоверных данных для расчета К2 и К2 по
вышеприведенным формулам их значения рекомендуется принимать в
соответствии с табл. 2.1 и 2.2.
Если окажется, что бн к2 < 0, то Для данной группы трансфор¬
маторов реактивная мощность бН1[2 принимается равной нулю.
293

Таблица 2.1
Объединенная
энергосистема
Количество
рабочих
смен
Расчетная стои¬
мость потерь
Со> РУб/чВт
Коэффициент
Объединенная
энергосистема
Количество
рабочих
смен
Расчетная стои¬
мость потерь
Ср, руб/кВт
X
V
1
о —
ЬіЬе
Центра, Севе-
1
52
24
Северного
1
76
17
ро-Запада,
2
106
12
Казахстана
2
80
16
Юга
3
112
11
3
87
14
Средней Волги
1
64
19
Сибири
1
85
15
2
93
13
2
85
15
-
3
106
12
3
85
15
Урала
1
56
22
Средней Азии
1
64
19
2
91
14
2
64
19
3
117
И
3
80
16
Северного Кав-
1
89
14
Дальнего
1
136
9
каза, Закав-
2
95
13
Востока
2
136
9
казья
3
103
12
3
136
9
Таблица 2.2
Мощность
трансформатора
Ѵт, кВ-А
Коэффициент К2 при длине питающей линии Ц км
до 0,5
0,5-1
1-1,5
1,5-2
свыше 2
400
2
4
7
10
17
630
2
7
10
15
27
1000
2
7
10
15
27
1600
3
10
17
23
40
2500
5
16
26
36
50
2.2.	ОПРЕДЕЛЕНИЕ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ,
ГЕНЕРИРУЕМОЙ СИНХРОННЫМИ ДВИГАТЕЛЯМИ
2.2.1.	Каждый установленный синхронный двигатель является
источником реактивной мощности (ИРМ), минимальное значение
которой
(2с.л = ^с.д.помРс.л ^8 Фномэ
где Рс дном — номинальная активная мощность; рс д — коэффициент
загрузки по активной мощности; tg <рном — номинальный коэффициент
реактивной мощности.
2.2.2.	При необходимости установки КУ 6 или 10 кВ следует
в первую очередь рассматривать возможность получения дополнитель¬
ной реактивной мощности от СД, если их рс д < 1. Если номиналь¬
ная активная мощность СД равна или больше указанной в табл. 2.3,
экономически целесообразно использовать полностью располагаемую
294

Таблица 2.3
Объединенная
энергосистема
Коли¬
чество
рабо-
чих
смен
Номинальная активная мощность СД, кВт, при
частоте вращения, об/мин
3000
1000
750
600
500
375
зоо
250
Центра, Северо-Запа-
1
1000
1000
1600
1600
1600
2000
2000
2500
да, Юга
2
2500
5000
6300
5000
6300
—
—
—
3
2500
5000
6300
5000
6300
—
—
—
Средней Волги
1
1250
1600
2000
2000
2000
2500
2500
3200
2
2000
2500
3200
3200
4000
—
—
—
3
2500
5000
6300
5000
6300
—
—
—
Урала
1
1000
1000
1600
1600
1600
2000
2000
2500
2
2000
2500
3200
3200
4000
—
—
—
3
2500
5000
6300
6300
—
—
—
—
Северного Кавказа,
1
2000
2500
3200
3200
4000
6300
6300
—
Закавказья
2
2000
3200
4000
4000
4000
6300
6300
—
3
2500
5000
6300
5000
6300
—
—
—
Северного Казахста-
1
1250
2000
2000
2500
2500
3200
3200
—
на
2
1600
2000
2500
2500
3200
3200
4000
—
3
2000
2500
3200
3200
4000
—
—
—
Сибири
1
2000
2500
3200
3200
4000
—
—
—
2
2000
2500
3200
3200
4000
—
—
—
3
2000
2500
3200
3200
4000
—
—
—
Средней Азии
1
1250
1600
2000
2000
2000
2500
2500
3200
2
1250
1600
2000
2000
2000
2500
2500
3200
3
1600
2000
2500
2500
3200
3200
4000
—
Дальнего Востока
1
5000
6300
8000
10000
10000
—
—
—
2
5000
6300
8000
10000
10000
—
—
—
3
5000
6300
8000
10000
10000
—
—
реактивную мощность синхронного двигателя, определенную по
формуле
бс.Д ~ бс.ДЭ ~ ^М^С.ДНОМ '	|/рс. Д.1ЮМ + Qc.ДНОМ*
где Ом — коэффициент допустимой перегрузки синхронного двигателя,
зависящий от его загрузки по номинальной активной мощности
(определяется по номограмме рис. 2.4).
2.2.3.	Для синхронных двигателей номинальной активной мощ¬
ностью менее указанной в табл. 2.3 экономически целесообразная
загрузка по реактивной мощности
бс.др = бедном Ов. кСс .дном DtC0)/(2D2C0),
где D, и D2 — параметры СД (принимаются по каталожным и
справочным данным); Со — стоимость потерь, принимаемая по табл. 2.1.
Если О < О принимают Q — Q .
г, •'С.дэ ѵсд’ '	‘сдэ ^C.!f
При отсутствии достоверных данных о стоимости ВБК и парамет¬
рах Dt и D2 следует принимать бс.д.э = бс.д-
295

Рис. 2.4. Номограмма определения располагаемой реактивной мощ¬
ности синхронных электродвигателей при І/ном = 1 и номинальной
силе тока возбуждения
2.2.4.	При проектировании электроприводов должна быть указана
используемая расчетная мощность каждого СД и в случае необхо¬
димости минимальная мощность, обеспечивающая устойчивую работу
электропривода.
Рекомендуется в схеме СД предусматривать автоматическое регу¬
лирование возбуждения в функции реактивной мощности.
2.3.	ОПРЕДЕЛЕНИЕ МОЩНОСТИ БАТАРЕЙ КОНДЕНСАТОРОВ
В СЕТЯХ НАПРЯЖЕНИЕМ СВЫШЕ 1000 В И
КОРРЕКТИРУЮЩИЕ БАЛАНСОВЫЕ РАСЧЕТЫ
2.3.1.	Для каждой цеховой ПС определяется нескомпенсирован¬
ная реактивная нагрузка на стороне 6 или 10 кВ каждого транс¬
форматора	**'
Ст. наг = QmaxT ~ Qh. к. ф~± ДQt>
гДе Сн.к.ф — фактически принятая мощность НБК; AgT — суммарные
реактивные потери в трансформаторе при его коэффициенте загруз¬
ки рт с учетом компенсации (табл. 2.4).
2.3.2.	Для каждого распределительного пункта или ПС опреде¬
ляется его нескомпенсированная реактивная нагрузка бр п как сумма
реактивных мощностей питающихся от него цеховых ПС и других
потребителей.
296

Таблица 2.4
Номинальная
МОЩНОСТЬ
трансформатора,
кВА
Суммарные
реактивные потери в трансформаторе
прн Рт, квар
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
400
13
15
18
20
23
26
630
20
23
28
33
39
45
1000
28
34
41
49
58
69
1600
41
51
62
76
90
107
2500
62
79
99
131
146
175
2.3.3. Суммарная расчетная реактивная
мощность ВБК для всего
предприятия определяется из условия баланса реактивной мощности
Св.к — X Gp.nI ~ СэЬ
і= 1
где Gp.ni ~ расчетная реактивная нагрузка на шинах 6 или 10 кВ
і-го распределительного пункта; п — количество РП (или ПС) на
предприятии; бэ1 — входная реактивная мощность, заданная энергосис¬
темой иа шинах 6 или 10 кВ.
Если энергосистема задает входную реактивную мощность на
стороне напряжения 35 кВ и выше ПС предприятия, то должны быть
учтены потери реактивной мощности в трансформаторах связи с энер¬
госистемой.
Если окажется, что @в к < 0, следует принять ее равной нулю
и по согласованию с энергосистемой, выдавшей технические условия
на присоединение потребителей, установить новое значение входной
мощности
2.3.4.	Установку отдельных ВБК рекомендуется предусматривать
на тех РП с индуктивной нагрузкой, где имеется техническая
возможность такого присоединения.
2.3.5.	Суммарная реактивная мощность ВБК распределяется между
отдельными РП или ПС пропорционально их нескомпенсированной
реактивной нагрузке на шинах 6 или 10 кВ и округляется до
ближайшей стандартной мощности комплектных конденсаторных уста¬
новок (ККУ). К каждой секции РП рекомендуется подключать ККУ
одинаковой мощности, но не менее 1000 квар. При меньшей мощ¬
ности батареи ее следует устанавливать на питающей ПС, если она
принадлежит промышленному предприятию.
2.4.	РАСПРЕДЕЛЕНИЕ МОЩНОСТИ БАТАРЕЙ
КОНДЕНСАТОРОВ В ЦЕХОВОЙ СЕТИ НАПРЯЖЕНИЕМ
ДО 1000 в
2.4.1.	Для каждой цеховой трансформаторной ПС рассматривается
возможность распределения ранее найденной мощности НБК в ее сети
Критерий целесообразности такого распределения — дополнительное
297

снижение приведенных затрат с учетом технических возможностей
подключения отдельных батарей.
Тип, мощность и другие технические данные батареи конденса¬
торов принимаются в соответствии с данными завода-изготовителя.
Рекомендуется полученное значение мощности .НБК округлять
до ближайшей стандартной мощности.
2.4.2.	Если распределительная сеть выполнена только кабельными
линиями, ККУ любой мощности рекомендуется присоединять не¬
посредственно к шинам цеховой ПС. При питании от одного транс¬
форматора двух и более магистральных шинопроводов к каждому из
них присоединяется только по одной НБК. Общая расчетная мощ¬
ность батарей распределяется между шинопроводами пропорционально
их суммарной реактивной нагрузке.
2.4.3.	Для схем с магистральными шинопроводами ККУ единич¬
ной мощностью до 400 квар подключается к сети без дополнитель¬
ной установки отключающего аппарата (ввиду установки последнего
в комплекте ККУ), а при мощности более 400 квар — через отклю¬
чающий аппарат при выполнении требований ПУЭ.
Рис. 2.5. Схема подключения НБК к магистральным шинопроводам:
а — одна НБК; б — две НБК; в — два магистральных шинопровода с уста¬
новкой по одной НБК
298

При мощности ККУ более 400 квар рекомендуется их подключать
к шинам цеховой ПС с использованием соответствующего автомати¬
ческого выключателя подстанции.
2.4.4.	На одиночном магистральном шинопроводе следует преду¬
сматривать установку не более двух близких по мощности ККУ
суммарной мощностью Q„ к = К1 + 2н.К2-
Если основные реактивные нагрузки шинопровода присоединены
ко второй его половине, следует устанавливать только одну НБК.
Точка ее подключения определяется условием
Qh Сн.к/2 > Сл+і>
где Qh, Qh+i — наибольшая реактивная нагрузка шинопровода перед
узлом h и после него соответственно (рис. 2.5).
2.4.5.	При присоединении к шинопроводу двух НБК точки их
подключения находят из следующих условий:
точка подключения дальней НБК
Qf Сн.к2 > Qf+i;
точка подключения ближней к трансформатору НБК
Qh — (2іі.к2 Си.кі/2 Qh +1 Сн.к2-
3.	КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ СО СПЕЦИФИЧЕСКИМИ
НАГРУЗКАМИ
3.1.	КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
В ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ С НЕЛИНЕЙНЫМИ НАГРУЗКАМИ
3.1.1.	В узле сети предприятия с нелинейными нагрузками допуска¬
ется применение в качестве источника реактивной мощности БК,
если выполняются следующие условия:
для вентильных преобразователей SE/S„., 200;
для других нелинейных нагрузок	100, где SK — мощность
короткого замыкания; S1LI — суммарная мощность нелинейной на¬
грузки.
При выполнении этих условий вопрос о КРМ в узле сети
с нелинейной нагрузкой необходимо решать согласно положениям
разд. 2.
3.1.2.	Для оценки влияния нелинейных нагрузок на сеть пред¬
приятия необходимо определить коэффициент несинусоидальности, %,
1 Г"—J—
К,,с = 100 / X и2ѵ/итм,
Г ѵ = 2
где 1/ѵ — действующее значение напряжения ѵ-й гармоники; 1/ном —
номинальное напряжение сети; п — порядковый номер последней из
учитываемых гармоник.
299

3.1.3.	Для вычисления Кнс необходимо определить уровень напря¬
жения отдельных гармоник, генерируемых нелинейной нагрузкой.
Фазное напряжение гармоники в расчетной точке питающей сети
~ I ѵ^И нл^	*w
где Іѵ — действующее значение силы фазного тока ѵ-й гармоники;
(Уил — напряжение нелинейной нагрузки (если расчетная точка совпа¬
дает с точкой присоединения нелинейной нагрузки, то Ѵш = [Уном).
Для расчета Uv необходимо предварительно определить силу тока
соответствующей гармоники, которая зависит не только от электри¬
ческих параметров, ио и от вида нелинейной нагрузки.
3.1.4.	Для дуговой сталеплавильной печи (ДСП) при определении
силы тока гармоник в режиме расплавления достаточно учитывать
только 2 — 7-ю гармоники. Сила тока гармоник (кроме силы тока
2-й гармоники, которая принимается равной силе тока 3-й) зависит
от количества и мощности ДСП, и для практических расчетов
рекомендуется принимать:
для одной ДСП •
Іѵ=1п.т/Ѵ\
где 1п т — номинальная сила тока печного трансформатора;
для группы одинаковых ДСП
4,—
I = I \/N
fvrp
где N — число печей, одновременно работающих в режиме расплав¬
ления;
для группы печей разной мощности
4

w I / и	*
А1 гр = 'г max I/	(«п.т і/^п.т max)•
где 5ПТІ — мощность і-го печного трансформатора; Sn Tmax — макси¬
мальная мощность печного трансформатора в группе ДСП; Іѵтах — ток
гармоники печного трансформатора максимальной мощности; и —
общее число работающих печей.
Определение токов гармоник, генерируемых установками дуговой
и контактной электросварки переменного тока
3.1.5.	Для установки дуговой или контактной электросварки сила
тока гармоник (рекомендуется учитывать только 3-ю и 5-ю):
для единичной установки
7v = STPCB|/nB/(v2(/„OM),
где ST — номинальная мощность трансформатора; рсв — коэффициент
загрузки; ПВ — продолжительность включения;
300

для группы установок дуговой электросварки при независимом
режиме работы
где {угр ~ сила тока ѵ’й гармоники і-й установки; и - общее число
работающих установок.
Определение токов гармоник, генерируемых установками дуговой
электросварки постоянного тока
3.1.6.	Сила тока гармоник (рекомендуется учитывать только 5, 7
и 11-ю гармоники) единичной установки дуговой электросварки
постоянного тока
rps Ісв — номинальная сила первичного тока установки. Суммарная
сила тока гармоник для группы установок определяется по п. 3.1.5.
Определение токов гармоник, генерируемых вентильными
преобразователями
3-1.7. Для единичного преобразователя (ПР) сила фазного тока
ѵ-й гармоники в расчетном режиме
где т — число фаз выпрямления преобразователя (пульсность); Snp —
потребляемая мощность преобразователя; х* — суммарное индуктивное
сопротивление сети, приведенное к мощности трансформатора преоб¬
разователя; <р — угол, характеризующий коэффициент реактивной мощ¬
ности преобразователя (sin <р = Q„p/Snp); 6пр — реактивная мощность
преобразователя.
В зависимости от схемы выпрямления единичного преобразова¬
теля рекомендуется учитывать следующие гармоники тока: при 6-
фазной схеме - 5, 7, 11 и 13-ю, при 12-фазной - И, 13, 23 и 28-ю,
при 24-фазной — 23, 47 и 49-ю.
Допускается силу тока гармоник до 13-го порядка вычислять
по формуле lv = Snp/(L/HOMv|/3).
3.1.8.	Сила тока гармоник группы разных преобразователей зави¬
сит от режима их работы, и расчет силы тока выполняется иа
основании анализа рабочих режимов, что является сложной техниче¬
ской задачей.
Максимальную силу тока гармоник группы преобразователей
рекомендуется определять в соответствии с п. 3.1.7, где S„p —
суммарная мощность одновременно работающих преобразователей.
301

3.1.9.	В сетях с преобразователями рекомендуется, не вычисляя
силу тока и напряжение гармоник, определять Кис непосредственно
по формуле
К =
НС
0,955 sin ф 091
^пр/^к + -^пр
где х*р = (7К(1 + Kp/4)Snp/(100ST) — индуктивное сопротивление пре¬
образовательного агрегата; 1/к — напряжение КЗ трансформатора, %;
Гк — коэффициент расщепления трансформатора (по каталогу).
При работе нескольких преобразователей Кнс вычисляется по
приведенной выше формуле, в которой Snp и ST — соответственно
суммарная мощность одновременно работающих единичных преоб¬
разователей и трансформаторов.
Выбор мощности и типа компенсирующих устройств
3.1.10.	При коэффициенте несинусоидальности менее 5 % рекомен¬
дуется применять в качестве устройств КРМ батареи конденсаторов
в комплекте с защитным реактором или фильтром. Мощность БК
находится из условий баланса реактивной мощности (см. разд 2).
Напряжение БК
Гб. к = ѵтіп^ком/(Упйп 1)э
где ѵті„ — минимальный порядковый номер гармоники; (7НОМ — но¬
минальное напряжение сети, в которой устанавливается конденсатор,
защищенный реактором.
3.1.11.	При применении БК с последовательно включенным защит¬
ным реактором необходимо обеспечить индуктивный характер цепи
для гармоники с наименьшей частотой из гармоник, генерируемых
суммарной нелинейной нагрузкой. Индуктивное сопротивление защит¬
ного реактора на частоте 50 Гц
■Хр 1Л ^б. к. номЛѵ Сб.к.ном),
где Сб.к.ном — реактивная суммарная мощность БК по данным завода-
изготовителя.
3.1.12.	При коэффициенте несинусоидальности 5 % и более реко¬
мендуется применять силовые фильтры высших гармоник (далее
фильтры). Фильтры рассчитывают по найденному значению Кнс
исходя из состава и уровня гармоник. Расчет фильтров следует
начинать с фильтра наименьшей гармоники.
Необходимо проверить допустимость загрузки фильтров током
соответствующих гармоник.
Суммарную реактивную мощность, генерируемую фильтрами, сле¬
дует выбирать из условий баланса реактивной мощности (см.
разд. 2).
302

3.2.	КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ С НЕСИММЕТРИЧНЫМИ
НАГРУЗКАМИ
3.2.1.	Несимметрия напряжения в сетях характеризуется коэффи¬
циентом обратной последовательности напряжений и не должна пре¬
вышать 2%
ЛОП = ^2/Сном 0Д2,
где С2 — напряжение обратной последовательности.
3.2.2.	Для выбора средств КРМ при коэффициенте обратной
последовательности напряжений более 2 % рекомендуется применять
симметрирующие или фильтросимметрирующие устройства.
3.2.3.	Коэффициент обратной последовательности напряжений в
рассматриваемой точке электрической сети предприятия
Ёу = (1 + 8(7) (a2SAB + SBC + aSQ^)/(SK + S2c + SAB + SBc + S^),
где SU = (t/| — 17Ном)/^ном — отклонение напряжения прямой последо¬
вательности от номинального фазного значения; а = е* *20, а2 =
= е J1-0 — фазовые операторы; SAB, SBc, SCA — сопряженные комплек-
сы суммарных мощностей однофазных нагрузок; S2c = ЗПном^2се,ф2с —
сопряженный комплекс мощности обратной последовательности сим-
*
метричной нагрузки; SK — сопряженный комплекс мощности короткого
замыкания; У2с и <р2с— модуль и аргумент эквивалентной проводи¬
мости обратной последовательности.
3.2.4.	При определении коэффициента обратной последователь¬
ности напряжения рекомендуется пользоваться упрощенной формулой
Ёц = (1 + ЪЦ) ]/а2 +
1/3	1	1
где а = *-^-{РАВ — Рса) — ^(Qab + Сел) + Сво ₽ = ~ ^(Рлв~ Рсл)~
1/з
— у- (Слв — Qca) + Рве — вспомогательные расчетные величины;
РАВ, РСа, Qab, Qbc, Qca — суммарные активные и реактивные мощ¬
ности соответствующих однофазных нагрузок; фц — аргумент вектора
напряжения обратной последовательности, принимаемый по табл. 3.1.
3:2.5. Силы токов прямой и обратной последовательности опреде¬
ляются из выражений
Л = Ѵрі + СІ/(ЗС„ом) e’arc,«<e^;
/2=|/a2 + ₽WHOM)A
где = РАВ + рвс + рСА, gj. = QAB + QBC + Qca - соответственно ак¬
тивная и реактивная мощность несимметричной нагрузки; ф,- — аргу¬
мент тока обратной последовательности, принимаемый по табл. 3.1.
303

Таблица 3.1
Знак
Аргумент
ос
₽
напряжения
тока
Плюс
Плюс
У
и
»
Минус
-Y
-м
Минус
Плюс
180°—у
180 °-ц
»
Минус
у-180°
-180°
Примечание, у — arctg(P/a] и р — arctg[a/P].
Определение параметров симметрирующего устройства
3.2.6.	В узле сети при наличии несимметричной нагрузки реак¬
тивную мощность следует принимать равной реактивной мощности,
генерируемой симметрирующим устройством: Ск.у = Сс.у
3.2.7.	При подключении реактивных элементов СУ необходимо
обеспечивать допустимый коэффициент несимметрии напряжений
еі/доп = (1 + 617) 0х2 + ₽2/Sr
Входной коэффициент реактивной мощности узла СУ несим¬
метричной нагрузки
tg Фвх = (Сс.у + 2е)/-Рт-
В зависимости от заданной реактивной мощности в узле сети
Qcy, допустимых отклонений напряжения прямой последовательности
и коэффициента несимметрии напряжений определяются реактивные
мощности элементов СУ
Qab = - у [/ЗС - D - (2с.у (1 -А- |/ЗВ)];
Qbc = - у[2В-Сс.у(1 + 2Л)];
Qca = у [/ЗС + D + ес у (1 - А + /ЗВ)],
где
А — ^г/доп cos фи/(1 + 6С7ДОП),
В Си доп sin фи/(1 4" 617доп),
С = BSK + SAg COS (60° — <р 4в) — Pgc + Sc A cos (60° + <Рсл);
D = — A SK + Sjib sin (60 ° — <рдв) + Qbc ~ Sc л (60 ° + Фел)
— математические величины; SAB, Sca> ?вс> Qbc ~ модули мощностей
нагрузок.
Положительное значение 6су соответствует индуктивной мощнос¬
ти элемента устройства, а отрицательное — емкостной.
304

При наличии в узле сети генерирующих источников гармоник
для полученной схемы СУ с помощью выражений, приведенных
в табл. 3.2, следует проверить, не возникают ли при выбранных
параметрах резонансы токов иа каких-либо частотах.
Таблица 3.2
305

При возникновении резонанса следует проверить БК, не перегру¬
жены ли они токами гармоник. При недопустимой перегрузке БК
следует использовать последовательное подключение реактора или
создать фильтровые цепи, т. е. установить фильтросимметрирующее
устройство (ФСУ).	■»
Определение параметров фильтросимметрирующего устройства
3.2.8.	При расчете реактивной мощности трехплечего ФСУ следует
использовать значения реактивных мощностей, полученные при условии
симметрирования, с последующей проверкой БК фильтровых цепей,
не перегружены ли они токами гармоник,
Сб.кі 1>2CHOM/Vf,
где /Ѵ1 — действующее значение гармоник тока, протекающего по
j-му плечу ФСУ.
Если данное условие при выбранных значениях мощностей БК ие
выполняется, то следует данное фильтровое плечо (или все плечи)
ФСУ настроить на частоту
V Сс-уЛ’тіп/Сб.кЬ
где vmfn — минимальный порядковый номер гармоники тока; Qcyj —
реактивная мощность элементов СУ, определенная в п. 3.2.7.
3.2.9.	Относительная мощность батареи в і-м плече ФСУ Кб к|- =
~ Об.кі/^х- При Кб КІ-< 1,5-ІО-2 отклонение частоты настройки от
резонансной допускается в пределах ±5%.
В узле электрической сети с вентильными преобразователями
рекомендуется плечи ФСУ настраивать на частоту в зависимости от
схемы выпрямления преобразователя: при 6-фазной схеме — на частоту
250, при 12-фазной — 550, при 24-фазной — 1150 Гц.
3.2.10.	При использовании двуплечих ФСУ действующее значение
силы тока, протекающего по фильтровому звену,
'v = l/Z('v^v/.
где Ivg — сила тока ѵ0-й гармоники; <тѴ9 — доля тока, протекающего
через плечи фильтра.
3.2.11.	Гармоники напряжения в составе линейных напряжений
сети после установки ФСУ, настроенного на частоту ѵр, отнесенные
к соответствующим гармоникам напряжений до установки ФСУ:
И* в = Рлв |/з (1 + рвс + рвс)/(1 + Рав + Рве);
и*вс = Рве |/за + Рас + Рлс)/(1 + Рав + Рвс);
UfA = V^B + Рвс + Рав + Рвс)/(1 + Рав + Рвс),
1
гЛе Рѵ9 = -	„	гѵ;	zvr — математическая величина; ѵп — ио-
1 + ЗКбі!Іѵ2/(1 + ѵ*2)	₽
мер гармоники, иа частоту которой настроено фильтровое плечо;
306

v* — Vp/vg относительная частота тока ѵ-й гармоники, протекающего
через устройство. При условии Кб к1>510-2 можно принять
^АВѵ — 1 — °АВѵді U%Cv = 1 +
где сг/вѵй — Доля тока ІѴд, протекающего через плечо фильтра,
стлвѵ9 = |/1 + Рве + Р?с/(1 + Рас + Рве);
а1сѵд — |/1 + Рав + Рлв/(1 + Рве + Рав)-
3.3.	КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
В ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ С РЕЗКОПЕРЕМЕННЫМИ
НАГРУЗКАМИ
3.3.1.	Для определения допустимости колебаний напряжения в рас¬
четной точке сети исходными данными являются графики работы
резкопеременной нагрузки.
Размах эквивалентного колебания напряжения, %,
^экв = 1001/ £ 5e?/VSK,
где SQj — значение і-го размаха реактивной мощности, определенное
по графику; ик — суммарное число размахов за время расчетного
цикла.
При значениях суммарных активного гЕ и реактивного х% сопро¬
тивлений сети в расчетной точке одного порядка влияние колебаний
напряжения определяется по формуле
51/ =	+ 5/^£)/(/ном или 5 (У = (бРгхДх + 5Q)/SK,
где 5/а и 5/р — размахи соответственно активного и реактивного
тока.
Для проверки допустимости Угэкв вычисляется средняя частота
колебания по формуле/ср = TIJT, где Т— время цикла работы нагруз¬
ки по графику изменения потребляемой реактивной мощности.
3.3.2.	Для ДСП при отсутствии графиков реактивной мощности
рекомендуется определять размах эквивалентного колебания напря¬
жения, %, по следующим формулам:
для группы одинаковых ДСП У(экв = 100 ^VSn T/SK;
для группы печей разной мощности ЕІ:)га = 100 / £ SnTi/SnTmoxx
F i=l
X ^п.ттох/^к*
Эквивалентные колебания напряжения для практических расчетов
считаются допустимыми, если они не превышают 1%.
307

Выбор типа и мощности компенсирующих устройств
3.3.3.	Для резкопеременных нагрузок, когда технико-экономиче¬
ским анализом доказана нецелесообразность схемных решений, спо¬
собных снизить до необходимого уровня влияние толчковой нагрузки,
рекомендуется предусматривать устройства динамической и статиче¬
ской компенсации реактивной мощности.
В отдельных случаях, когда от ИРМ не требуется большого
быстродействия, можно использовать специальные синхронные ком¬
пенсаторы.
3.3.4.	Для специального быстродействующего синхронного ком¬
пенсатора условие оптимального регулирования активной мощности
имеет вид
Сс.с.к = Q~K~ + Сервер,
где Q = ]/<2эф — Сер — переменная составляющая реактивной, мощное-
’t /
ти нагрузки; Сэф = I/ 1/Tf Q2 (t)dt — эффективное значение потребляе-
г о
т
мой реактивной мощности; = l/TfQ(t)dt — средняя реактивная
о
мощность нагрузки за время цикла Г; > (8Q — BQaon)/8Q =
- 1 — Кдоп^к/ІООЗСэк — доля компенсации переменной составляющей
потребляемой реактивной мощности; 5Q = Qmox — Q^„ — максимальный
размах колебаний; 1^доп — допустимый размах колебаний напряжения;
1 / и
2Сэк = I/ £ ^Qi/n ~ эквивалентный размах колебаний потребляемой
F і—1
реактивной мощности; Кср = 1 — tg <pflon/tg <рер — доля компенсации по¬
стоянной составляющей (средней) реактивной мощности; tg <рдоп,
*6 Фер = Оср/^ср ~ соответственно допустимое и среднее значение коэф¬
фициента реактивной мощности резкоперемеиной нагрузки.
Для определения средней и эффективной реактивной мощности
рекомендуется исходный график нагрузки ДСП представить в виде
отрезков по методу трапеций, где начальные и конечные координаты
соответственно обозначаются Qlt и Q2i. При общем количестве
отрезков п формулы для вычисления будут иметь вид
»=1
£ (Си + Qii + біібгі) t
где t — длительность і-го участка графика.
308

Искомое значение реактивной мощности ССК
Qc.c.K=і/к.е2~+(ксреср)г.
3.3.5.	При выборе средств КРМ в узле сети с резкопеременными
нагрузками рекомендуется предусматривать быстродействующие ис¬
точники реактивной мощности, которые могут быть основаны на
принципе прямой или косвенной компенсации.
3.3.6.	При использовании принципа прямой компенсации ступенча¬
тым подключением к сети конденсаторов или фильтров с тиристор¬
ными ключами мощность КУ для компенсации переменной составляю¬
щей реактивной мощности нагрузки Ск.у~
Реактивная мощность каждой ступени определяется из условия
Сет < ^допХк/100.
Постоянная составляющая реактивной мощности, компенсируемая
с помощью нерегулируемых батарей конденсаторов или фильтров,
находится согласно п. 3.3.4.
3.3.7.	При использовании принципа косвенной компенсации по
схеме с управляемыми (тиристорами) реакторами мощность группы
бтнр	~ •
Мощность, генерируемая нерегулируемой частью БК (фильтра),
Сб. к (Сер 4" Стнр) ср*
3.3.8.	Параметры СТК косвенной компенсации для ДСП при
отсутствии графиков потребляемой реактивной мощности рекоменду¬
ется определять:
для группы одинаковых ДСП
Стир > Sn.T 0? - KtflonS,/100: Сб.к (5п.т	- KfwnS,/200)
для группы печей разной мощности
Стир $п.ттах II/ Е sn.T,/sn. т max	доп^к/100;
г і=і е
It ДопѴ200
ПРИЛОЖЕНИЕ 1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МОЩНОСТИ БАТАРЕЙ
КОНДЕНСАТОРОВ В СЕТЯХ НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 1000 В
Пример 1. Определить суммарную мощность НБК для формовоч¬
ного цеха.
Исходные данные. Максимальная расчетная суммарная ак¬
тивная мощность Ртахт = 26,5 МВт, то же реактивна'я мощность
группы одинаковых трансформаторов бтохт = 21,31 Мвар; напряжение
питающей сети (7НОМ = 10 кВ; цех работает в две смены и расположен
в европейской части СССР.
Предварительные условия: с учетом удельной плотности нагрузки
цеха единичная мощность трансформаторов ST = 2500 кВ-А; коэффи¬
309

циент загрузки трансформаторов (приемники электроэнергии второй
категории) 0 = 0,9; цеховые трансформаторы питаются по радиальной
схеме.
Решение. 1. Определяем минимальное количество цеховых транс¬
форматоров (первый этап расчетов)
Nmi„v =	+ AN = 26,5/(0,9 • 2,5) + 0,2 = 12.
Оптимальное количество трансформаторов по рис. 2.2
NT3 = іѵті„ + m = 12 + 1 = 13.
2.	Определяем максимальную реактивную мощность, которую це¬
лесообразно передать через все 13 трансформаторов при расчетной
суммарной активной мощности = 26,5 МВт
Ст = і/^т.эМг)2 -	= |/(13-0,9-2,5)2 — 26,52 = 12,31 Мвар.
3.	Мощность НБК по первому этапу расчета
Сккі = еиихт - Ст = 21,31 - 12,31 = 9 Мвар.
4.	Определяем дополнительную мощность НБК по условию по¬
терь (по второму этапу расчета).
Согласно рис. 2.3,а у = 0,32 (при К, = 12; К2 = 22), тогда
Сн.к2 = С^хт - Сккі - yNt.A = 21,31 - 9 - 0,32-13-2,5 = 2 Мвар.
5.	Суммарная мощность НБК цеха
Сн.к = Сккі + Скк2 = 9 + 2 = 11 Мвар.
6.	В соответствии с п. 2.1.2. суммарная мощность НБК распре¬
деляется пропорционально их реактивным нагрузкам (табл. П1.1).
Таблица П1.1
Т рансформатор
Расчетная
нагрузка
QmaxT> кваР
Расчетная
мощность
Скк- *»»Р
Принятая
мощность
<2н.к.ф-‘ хвар
Разбивка мощности
НБК но трем маги¬
стралям, квар
1Т
1750
905
900
зоо + зоо + зоо
2Т
1750
905
900
300 + 300 + 300
ЗТ
1750
905
900
зоо + зоо + зоо
4Т
1530
789
800
300 + 300 + 200
5Т
1600
825
800
300 + 300 + 200
6Т
1550 -
800
800'
300 + 300 + 200
7Т
1930
995
1000
400 + 300 + 300
8Т
1700
877
900
зоо + зоо + зоо
9Т
1780
918
900
300 + 300 + 300
ЮТ
1550
800
800
300 + 300 + 200
ПТ
1320
681
700
300 + 200 + 200
12Т
1750
905
900
зоо + зоо + зоо
13Т
1350
695
700
300 + 200 + 200
Всего...
21710
11210
11000
310

Учитывая, что на каждой секции КТП предусмотрены по три магист¬
ральных шинопровода, принимаем по три комплекта ККУ. Из табл.
П1.1 следует, что для обеспечения суммарной мощности ККУ
11000 квар необходимо установить одну НБК мощностью 400 квар,
30 — мощностью 300 квар и 8 — мощностью 200 квар.
Пример 2. Определить место присоединения конденсаторных уста¬
новок к магистральному шинопроводу.
Исходные данные. К шинопроводам ШМА-1600 реактивная
нагрузка присоединена, как показано на рис. П1.1.
Реактивные нагрузки пролетов шинопроводов даны в киловольт-
амперах реактивных. Расчетная суммарная реактивная нагрузка транс¬
форматора Стахт = 1550 квар.
Суммарная мощность конденсаторов Q„ к = 800 квар (300 +
+ 300 + 200).
На каждом шинопроводе предусмотрена установка одной ККУ.
Решение. 1. Определяем место присоединения ККУ к шинопроводу
ШП-1 согласно условию Qk QK.Ki/2 > Сл+і:
для узла	1	520 > 300/2	<	395 — условие	не выполняется;
для узла	2	395 > 150,	<	195 — условие	не выполняется;
для узла	3	195 > 150	>	100 — условие	выполняется;
для узла	4	100 < 150	>	60 — условие не выполняется;
для узла 5 60 < 150 >0 — условие не выполняется.
Следовательно, ККУ подключается к узлу 3.
2.	Аналогично определяем точку присоединения ККУ мощностью
Сн.к2 и Сн.кЗ-
Пример 3. Определить место присоединения двух НБК к магист¬
ральному шинопроводу.
Исходные данные. На шинопроводе ШМА-1600 реактивная
нагрузка до компенсации распределена в соответствии с рис. П1.2.
920	1 его г 455 з зоо и- гоо s
Рис. П1.2
311

Реактивные нагрузки пролетов шинопровода даны в киловольт-
амперах реактивных.
Суммарная реактивная нагрузка трансформатора С„гахт = 920 квар.
Расчетная суммарная мощность комплектных конденсаторных
установок Q„ к = 700 квар (300 и 400 квар).
Решение. 1. Определяем место присоединения дальней ККУ (Си. к?)
согласно условию Qh	> Сл + і:
узел 4 300 > 200 > 200 — условие выполняется;
узел 5 200 > 200 >0 — условие выполняется.
Следовательно, ККУ мощностью 400 квар можно присоединять
как к узлу 4, так и к узлу 5 (техническое решение принимают
исходя из конструктивных соображений).
2.	Определяем место присоединения ближней ККУ (QH кі) к транс¬
форматору ПО условию Qh - Сн.к2 > бн.к/2 > Qh + 1 - Си. к2:
узел 1 520 > 150 < 220 — условие не выполняется;
узел 2 220 > 150 >55 — условие выполняется;
узел 3 155 > 150 > 100 — условие выполняется;
узел 4 100 < 150 < 200 — условие не выполняется.
Следовательно, вторая ККУ может быть присоединена к узлу 2
или 3.
Пример 4. Определить мощность ККУ и оптимальную мощность
трансформатора для однотрансформаторной КТП.
Исходные данные. Работа цеха А односменная, предприя- .
тие расположено в европейской части СССР. Схема электроснабжения
и расчетные данные приведены на рис. П1.3.
Решение. 1. Определяем мощность трансформатора
ST > Ртах т/(РЛт) = 800/(1 • 1) = 800 кВ - А.
Принимаем трансформатор мощностью ST = 100 кВ • А.
2.	Находим реактивную мощность, которую можно передать
через выбранный трансформатор, Ст = |/(1 • 1 • I)2 — 0,82 = 0,6 Мвар.
3.	Мощность НБК по первому этапу расчета
Сн.к1 = е»йхт - Ст = 500 - 600 = -100 квар.
10 кВ ₽Л
1 = 2 км
1 (8 70)
Smax— 943кВ*А
ѲРлпит =800 кВт
(я, = 508 кбар
380 В	Рх=1
хтт
Рис. П13
Отрицательное значение мощности озна¬
чает, что установка конденсаторов не тре¬
буется и следует Сн.кі принять равной нулю.
4.	Определяем дополнительную мощ¬
ность НБК по условию снижения потерь.
Значение Кг принимаем по табл. 2.1
(«г =24).
Значение К2
К2 = ISJF = 2 • 1000/70 = 28,6.
Согласно рис. 2.3, а у = 0,61. Тог¬
да Сн.к2 = QmaxT ~ бн. кі ~ Ѵ^т. А = 500 - 0 -
— 0,61 • 1 • 100 = — ПО квар, т. е. для данного
цеха установка НБК вообще не требуется.
312

ПРИЛОЖЕНИЕ 2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭКОНОМИЧЕСКИ
ЦЕЛЕСООБРАЗНОЙ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
СИНХРОННЫХ ДВИГАТЕЛЕЙ
Пример 1. Определить дополнительную мощность СД, который ■
можно использовать как источник реактивной мощности на шинах
РП 10 кВ.
Исходные данные. К шинам РП 10 кВ компрессорной стан¬
ции присоединены две группы СД разной мощности (рис. П2.1) со
следующими техническими данными:
I группа
11 группа
Активная мощность Рс а, кВт
3200
1600
Реактивная мощность І?с.д. ном, квар
1600
800
Частота вращения п, об/мин
3000
750
Коэффициент загрузки Рс д
0,85
0,7
Коэффициент мощности cos<pHOM
0,9
0,9
Количество СД (без резервных)
5
1
Нагрузка компрессорной на напряжении 380 В составляет Ригаѵт —
= 3360 кВт; Стп.хт = 2480 квар. Предполагается принять два трансфор¬
матора при рт = 0,75. Станция работает в две смены и расположена в
центральной части СССР.
Решение. 1. Суммарная расчетная реактивная мощность всех СД
была учтена при определении Стох предприятия (см. п. 1.3) и выдаче
данных энергосистеме
Сс. д = Е ₽■•&. ді = 5 <°>85 • 1600) + 1 (°-7 • 80°) = 7360 квар.
•=і
2.	Целесообразно использовать полностью располагаемую реактив¬
ную мощность СД, у которых рс д < 1.
По табл. 2.3 определяем, что СД активной мощностью 3200 кВт
экономически целесообразно использовать как ИРМ
ес.д.р = Им /р?.д + е2с.д.Ном = 0,49 Ѵ'З.г2 + 1,62 = 1,75 Мвар,
где ам = 0,49 (см. рис. 2.4).
313

3.	Экономически целесообразную реактивную мощность СД актив¬
ной мощностью 1600 КВт принимаем равной
Сс.лэ = 6с.д = 0,7 • 800 = 560 квар.
4.	Суммарная располагаемая мощность всех СД ,
ес.д.р = Сс.д = І Сс.д1 = 5 ■ 1750 + 560 = 8750 + 560 = 9310 квар.
і»І
5.	Определяем мощность трансформаторов и НБК
S,	> PmaxT/(₽NT) = 3360(0,75 • 2) = 2200 кВ • А,
принимаем ST — 2500 кВ • А;
QT = j/(0,75 ■ 2 ■ 2,5)2 - 3,362 = 1670 квар;
Qh.k1 = 2480 — 1670 = 810 квар;
е„.к2 = 2480 - 810 - 0,48-2-2500 = 730 квар (при Kt = 12, К2 = 5,
у = 0,48), т. е. С„.к2 = 0;
Qh.k = 810 + 0 = 810 квар.
Принимаем две ККУ мощностью по 400 квар (QH.K.P = 800 квар).
6.	Суммарная реактивная нагрузка на шинах 10 кВ
Qmax ” QmaxT = Сн.к.ф Т А(2т — Сс.дэ =
= 2480 - 80 + 220 - 9310 = 7410 квар.
ПРИЛОЖЕНИЕ 3. БАЛАНСОВЫЕ РАСЧЕТЫ ПО
КОМПЕНСАЦИИ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
Пример 1. Комплексный расчет средств компенсации реактивной
мощности для всего предприятия.
Исходные данные. Предприятие расположено в централь¬
ной части СССР и относится к машиностроительной отрасли про¬
мышленности. В основном цехи работают в две смены. По пред¬
варительным данным, электроснабжение предприятия (рис. П3.1)
314

осуществляется от главной ПС 110/10 кВ с использованием четырех
РП в центрах нагрузки.
Предварительные наибольшие расчетные активные и реактив¬
ные нагрузки приведены в табл. П3.1.
Таблица П3.1
Объект
Естест¬
венный
cos<p
Расчетные нагрузки
?тах->
кВт
Qmax>
квар
^тах*
кВА
1РП. Главный корпус. Формо¬
вочный цех (без учета по¬
терь в цеховых трансфор¬
маторах)
0,77
26500
21310
33400
2РП. Главный корпус. Стерж¬
невой цех (без учета потерь
в цеховых трансформаторах)
0,88
17500
10300
20000
ЗРП. Компрессорная станция
В том числе:
-0,92
16960
-7410
18 500
синхронные двигатели 10
кВ
-0,88
13600
-9310
16600
силовое электрооборудо¬
вание с учетом потерь в
трансформаторах (2’2500
кВ’А)
0,79
3360
2700
4250
4PI1. Насосная станция обо¬
ротного водоснабжения (с
учетом потерь во всех груп¬
пах трансформаторов)
0,77
9750
8050
12 700
ПС. Потребители, присоеди¬
ненные к шинам 10 кВ ПС
110/10 кВ
В том числе:
0,88
4600
2600
5240
25ТП. Административно¬
бытовой корпус (2’1000
кВ А)
0,94
1660
590
1760
26ТП. Насосная станция
противопожарного водоснаб¬
жения (2 1000 кВ А)
0,8
1220
880
1530
27ТП. Котельная (2’1000
кВ А)
0,76
920
760
1200
28111. Склад химикатов,
масел и красок (1•1000
кВ А)
0,88
790
370
800
Всего на шинах 10 кВ ПС
110/10 кВ
—
75 300
37600
—
Итого с учетом коэффициента
разновременности максиму¬
мов нагрузок (Ктах = 0,9)
0,88
67 770
33800
77000
315

В проекте электроснабжения на ПС приняты два трансформатора
мощностью по 63000 кВ-А.
Предварительные данные. 1. Максимальная суммарная
реактивная мощность предприятия без учета использования компен¬
сирующей способности СД	,,
Стах і = KQmax = 0,85 • 33 800 = 28 730 квар.
Полученные расчетные данные (Ртах = 67 770 кВт, Qmax і =
= 28 730 квар) сообщаются энергосистеме.
2.	' Согласно выданным энергосистемой техническим условиям
граница балансовой принадлежности устанавливается на стороне
110 кВ подстанции Комбинатская.
3.	Экономическая входная реактивная мощность, заданная энерго¬
системой, 2э1 = 16300 квар.
Решение. 1. Определяем мощность НБК на всех объектах, а также
нескомпенсированную реактивную нагрузку на шинах 10 кВ всех РП
и на ПС Комбинатская:
Формовочный цех. Мощность НБК принимаем по примеру 1 при¬
ложения 1: 2Н К = 11000 квар.
Реактивная нагрузка на шинах 10 кВ 1РП с учетом потерь в
трансформаторах при 0Т = 0,9 (см. табл. 2.4)
Qmax Ір.п = Qmaxx (2н.к.ф 4" AQt =
= 21310 - 11000+ 13- 146 = 12200 квар.
Стержневой Цех. Суммарная реактивная нагрузка на шинах
10 кВ 2РП определена так же, как реактивная нагрузка формовоч¬
ного цеха,
Qmax 2р. п = ЮЗОО — 3000 + 9 • 146 = 8600 квар.
Компрессорная станция. Суммарная реактивная нагрузка на ши¬
нах 10 кВ ЗРП (пример 1 приложения 2) Qmax Зр п = —7410 квар.
Насосная станция с внешними потребителями. Аналогичными
расчетами определена суммарная мощность НБК для всех групп
трансформаторов Сн.кф = 4200 квар.
Реактивная нагрузка на шинах 10 кВ 4РП 2^4^,, = 8050 — 4200 =
= 3850 квар.
Потребители, присоединенные к шинам 10 кВ ПС 110/10 кВ.
Расчеты показали, что на подстанциях 25ТП — 28ТП установка НБК
не требуется. Суммарная реактивная нагрузка на шинах 10 кВ ПС
Qmax п.с — 2600 квар (по табл. П3.1).
2.	Определяем потери в трансформаторах мощностью 63 000 кВ • А
(расчеты приведены в проекте электроснабжения): Д2т.п.с = NTAQT =
= 2 • 3100 = 6200 квар.
3.	Определяем суммарную реактивную нагрузку предприятия на
границе балансовой принадлежности (вводы 110 кВ в ПС)
И
Стах наг = zL Qmaxi ~ Стах Ір.п + Стах 2р. п + СтахЗр.п +
316

+ Qmax 4p. n + Qmax n.c + АСт. n. c =
= 12 200 + 8600 - 7410 + 3850 + 2600 + 6200 = 25 560 ж 25 600 квар.
4.	Определяем суммарную мощность ВБК из условия баланса
реактивной мощности Q„ к =	- Q31 = 25600 - 16300 = 9300 квар.
- 5. Распределяем суммарную расчетную мощность QB к (9300 квар)
между РП и ПС пропорционально их нескомпенсированным реактивным
нагрузкам: ІРП (37,23%) - 3500; 2РП (26,27 %) - 2480; 4РП (11,11 %) -
- 1040; ПС (25,39 %) - 2280 квар.
На ЗРП батерея ВБК, не устанавливается, так как отсутствуют
потребители реактивной мощности (Спихс.д выдается в сеть 10 кВ, т. е.
имеет место опережающий cos<p).
На 4РП ВБК не устанавливается, так как расчетная мощность
батареи менее 1000 квар на I секцию шин 10 кВ и суммируется эта
мощность с мощностью ВБК на ПС (2280 + 1040 = 3320 квар).
6.	Определяем необходимую фактическую мощность ВБК для
каждой секции шин 10 кВ РП и ПС. Выбираем мощность ККУ, оди¬
наковую для каждой секции шин:
ІРП - I и II секции - по 1800 квар (900 + 900);
2РП — I и II секции — по 1125 квар;
ПС — на всех четырех секциях принимаем по 900 квар.
Всего Св.к.ф = 3600 + 2250 + 3600 = 9450 квар, т. е. выполнено
требование, приведенное в подразделе 2.3.
ПРИЛОЖЕНИЕ 4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МОЩНОСТИ СРЕДСТВ
КРМ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ СО СПЕЦИФИЧЕСКИМИ
НАГРУЗКАМИ
Пример 1. Выбор мощности компенсирующих устройств для
сети с нелинейными и резкопеременными нагрузками и анализ схемы
электроснаб жения.
Исходные данные. Схема электроснабжения приведена на
рис. П4.1,а. Мощность КЗ на стороне 220 кВ SK = 8000 МВ • А.
Сила тока и мощность КЗ на іпинах 10 кВ соответственно 13,7 кА и
249 МВ А.
График импульсно-тиристорной нагрузки ГПП2, 2РП1 и 2РП2
показан на рис. П4.2.
Импульсно-тиристорная нагрузка — четыре преобразователя с
трансформаторами ТМНП-6300/10У2 с 12-фазной схемой выпрямле¬
ния: Snp = 6420 кВ-A; ик = 7%; Кр = 4; ST = 6300-4 = 25200 кВА.
Параметры спокойной нагрузки с учетом компенсации на напря¬
жении до 1000 В и потерь в трансформаторах для ГПП2 Ртах = 1919 кВт;
Qmax = 621 квар.
Входной коэффициент реактивной мощности на шинах 10 кВ
tg Ф = 0,25 (cos ф = 0,97).
Связь 2РП1 и 2РП2 сГПП2 осуществляется по кабельным линиям
10 кВ. Параметры кабельной линии связи ГПП2 с 2РП1: кабель ААШв
2 (3 х 185), I — 2,7 км, активное и реактивное сопротивления
317

318

гкаб = rot = °Л69/2 ■ 2,7 = 0,228 Ом и хгаб = х01 = 0,077/2 ■ 2,7 = 0,103 Ом,
где го, х0 — соответственно удельные активное и' реактивное сопро¬
тивления, Ом/км. Режим АВР (послеаварийный) длительный.
Решение. 1. Определяем ток и мощность КЗ на шинах 10 кВ
(точки 23 и 24) 2РП1 (2РП2) с учетом параметров кабельной линии
связи
1к23 = Ю-I кА («к = 184,5 МВ ■ А); 1к24 = 11,1 kA(Sk = 201,9 МВ ■ А).
2. Определяем колебание напряжения на шинах 10 кВ ГПП2
и 2РП. Для узлов 23, 23а, 24 и 24а при расчете колебаний напряжения
учитываются сопротивления кабельной линии связи.
Предварительный анализ показывает, что наиболее критическим
участком графиков P(t), Q(t) является участок 8—9,5 с, иа котором
наблюдается максимальная крутизна изменений Р и Q одного знака.
Размах изменений активной мощности на этом участке АР = 11,9 МВт,
реактивной АС = 2 Мвар.
Находим реактивное и активное сопротивления системы в расчет¬
ной точке 18
хс = U2/SK = 10,57249 = 0,44 Ом; ге = 0,0176 Ом.
Суммарное сопротивление системы и линии связи в расчетной
точке 18, 23а (23)
Х£ = хс + хгаб = 0,44 + 0,103 = 0,543 Ом;
г£ = гс + гкаб = 0,0176 + 0,228 = 0,245 Ом.
Определяем уровень колебаний напряжения в узлах 23а и 23 2РП1
в нормальном режиме
6(7 =	+ ЫрХ^/Ѵном,
где А/а = АР/(|/з V) = 11,9 • 107(0} • 10,5 - ІО3) = 650 А;
А/р = Ае/(]/317) = 2 ■ 10*7(1/3 ■ 10,5 - ІО3) = 110 А.
В нормальном режиме непосредственно к узлу 23а подключена
только вся собственная импульсная нагрузка 2РП1, следовательно,
8 U = (650 • 0,245 + 110- 0,543) j/з ■ 100/(10,5 • ІО3) = 3,62 %.
Поскольку узел 18е непосредственно связан с выводом транс¬
форматора, то с учетом того, что хс » го колебания напряжения в этом
узле
8UlgB = AQ/SK.
Для узла 18в наиболее критический по колебаниям напряжения
является участок графика 9 — 10 с, на котором размах половинной
импульсной нагрузки [(1/2) S] Ag = (6,8 - 1,5)/2 = 2,65 Мвар.
Тогда
8С72з = 6П18в = 2,65 • 100/249 = 1,06 %.
Рассмотрим послеаварийный режим, когда в работе остается
один трансформатор Т1.
319

В этом случае уровень колебаний напряжения в узле 23а увеличи¬
вается за счет колебаний в узле 18а, вызванных изменениями
реактивной мощности импульсной нагрузки, подключенной к секции
ІГПП2, и на участке графика 8—9,5 с
SC18a = AQ ■ 100/Sk = 2 • 100/(2 • 249) = 0,4 %.
Следовательно, колебания напряжения в узле 23а 2РП1 в после-
аварийном режиме бі/гз» = 3,62 + 0,4 = 4 %.
Определим уровень колебаний напряжения в узле 18а, вызванных
совместимыми колебаниями реактивной мощности импульсной на¬
грузки 2РП1 и собственной нагрузки. Поскольку графики колебаний
идентичны, на участке графика 9 —10 с Д@ = 1,5 (6,8 — 1,5) = 7,95 Мвар.
Тогда 6С18а = 7,95/249 • 100 = 3,18 %.
Аналогично определяем колебания напряжения на других участ¬
ках схемы ГПП2.
Результаты расчетов приведены в табл. П4.1.
3.	Определяем коэффициент несинусоидальности. Коэффициент Кт
и сила тока гармоник при работе преобразователей:
Кнс = Snp/SK [/0,955 sin ф/(х* + х*р) - 0,91;
Іѵ = ш5Пр/(|/з itUx sin ф sin (Зѵх^/т sin ф).
Нормальный режим
Секции шин Іи ІІГПП2 (узлы 18,18 в). Исходные данные:
Рср = 2,25 МВт; Qcp = 2,3 Мвар; Scp = Snp = 3,21 MB • А; віпф = 0,716;
SK = 249 MB -A; ST = 2 • 6,3 = 12,6 MB • A.
.г хл.	/плп1/ "	0,955 0,716
Коэффициент KHC— 3,21/249 I/

ад , / у 3,21/249 + 7/100(1+4/4) x 3,21/12,6
-0,91 =4,68%.
Поскольку в настоящее время не разработаны фильтры гармоник
выше 13-го порядка, при определении силы токов ограничимся гар¬
мониками до 13-го порядка.
При 12-фазной схеме выпрямления генерируются 11-я и 13-я
гармоники, сила тока которых
h! = 12 • 3,21/(1/з it)		г- 0,716 sin
10,5-0,485-ll2
3,11 0,485
12 0,716
= 15,3
А;
Il3 = 12,9 А.
Секция шин II2РП1 (узел 23а). Исходные данные: Рср —
= 4,5 МВт; Sep = 4,6 Мвар; Scp = Snp = 6,43 MB • A; SK = 184,6 MB • A;
sin Ф = 0,716, ST = 4 • 6,3 = 25,2 MB • A..
Результаты расчетов: Кнс=10,3%; 7ц =30,4 А; /13=25,6 А.
Секция шин II2РП2 (узел 24а). Исходные данные: SK =
= 202,6 МВ • А, остальные данные те же, что и в рассмотренном выше
варианте (узел 23а).
Результаты расчетов: Квс = 9,63; /ц = 30,4 А; І13 = 25,6 А.
320

Таблица П4.1
Таблица П4.2
Узел
Колебания
напряжения, %
Узел
Коэффициент
несинусоидальности, %
в послеава-
рийном
режиме
в нормаль¬
ном
режиме
в послеава-
рийном
режиме
в нормаль¬
ном
режиме
18
3,18
1,06
18
9,44
4,68
18а
3,18
1,06
18а
9,44
4,68
186
3,18
2,12
186
9,44
8,2
18е
3,18
1,06
18в
9,44
4,68
23
4,02
1,06
23
10,3
—
23а
4,02
3,62
23а
10,3
10,3
24
3,22
1,06
24
9,63
—
24а
3,22
2,82
24а
9,63
9,63
Послеаварийный режим
В этом режиме по сравнению с нормальным возрастает К„с в
узлах 18а и 18 за счет влияния импульсной нагрузки соответственно
2РП1 и 2РП2. Ввиду незначительности этого влияния и сложности
расчетов им пренебрегаем.
Исходные данные: Рср = 4,5 + 2,25 = 6,75 МВт; Qcp = 4,6 +
+ 2,3 = 6,9 Мвар; Scp = 9,65 MB A; ST = 12,6 + 25,2 = 37,8 МВ-А,
остальные данные те же, что и для нормального^ режима.
Результаты расчетов: Кнс = 11 %; /ц = 45 А; І13 = 38 А.
Значения Кнс для всех точек приведены в табл. П4.2.
4.	Согласно ГОСТ 13109—67* при частоте изменений напряжения
6 раз в 1 мин, что соответствует цикличности работы резкоперемен-
иой нагрузки, допустимое изменение напряжения составляет 2,3%.
Как следует из табл. П4.1 и П4.2, на ГПП2, 2РП1 и 2РП2 колеба¬
ния напряжения в узлах присоединения резкопеременной нагрузки и
коэффициент Кнс на шинах 10 кВ присоединения нелинейной нагрузки
значительно превышает нормируемые ГОСТ значения.
Таким образом, рассматриваемая исходная схема электроснаб¬
жения предприятия не обеспечивает выполнения требований ГОСТ к
качеству электроэнергии и необходимы специальные мероприятия по
снижению 81/ и Кнс.
5.	Выбираем мощность и тип фильтров (фильтруемой гармоники)
исходя из условий:
обеспечения баланса реактивной мощности в узле сети на
основной частоте переменного тока;
допустимого уровня фильтруемой гармоники;
спектра генерируемых гармоник и общего коэффициента несину¬
соидальности ;
возможности резонанса фильтров с сетью на частотах гармоник
меньшего порядка.
11 Инструктивные материалы
321

Исходные данные для схемы 2РП1 (ГПП2) следующие:
Q„ у — 3617 квар (определена из заданных Рср, бср. tg ср);
Ру = Рср + Ртах = 4500 + 1919 = 6419 кВт;
2де = P^tg ср = 6419 х 0,25 = 1600 квар;
= Сер + Qmax = 4600 + 617 = 5217 квар,'
&.у = Сі - Слоп = 5217 - 1600 = 3617;
Кнс = 10,3 %; /ц = 30,4 А; І13 = 25,5 А.
Несмотря на то, что канонический ряд генерируемых гармоник
начинается с 11-й гармоники, во избежание возможного резонанса
фильтров с сетью на частоте гармоник низшего порядка необходимо
установить наряду с фильтрами 11-й и 13-й гармоник фильтры 5-й и 7-й.
Исходя из значений 1ц и І13, выбираем по шкале мощностей
следующие фильтры: Ф-11-1600/10 (Q = 1250 квар; 1WTI = 44 А);
0/13-1600/10(6 = 1220 квар; 7ДОП = 46 А),
На долю фильтров 5-й и 7-й гармоник приходится Q = 3617 —
-	1250 - 1220 = 1147 квар.
Принимаем к установке фильтры минимальной мощности:
0-5-1200/10(6 = 1000 квар) и 0-7-1200/10(6 = 965 квар).
Таким образом, суммарная генерируемая мощность фильтров
Q = 4435 квар, т. е. перекомпенсация реактивной мощности: 4435 —
—	3617 = 818 квар.
Корректирование разбаланса реактивной мощности (818 квар)
можно осуществить недокомпенсацией на других объектах. Опреде¬
лим, насколько снижается Кис при 100%-ном подавлении 11-й и
13-й гармоник установкой фильтров.
Индуктивное сопротивление системы без учета сравнительно
небольшого индуктивного сопротивления кабеля линии связи ГПП2 —
2РП1
хс = U2/SK = 10,52/249 = 0,44 Ом.	.	,>
Падение напряжения от токов 11-й и 13-й гармоник
1/іі = /цхсѵц = 30,4-0,44- И = 147 В;
1/із = Лз*сѴіз = 25,6-0,44- 13 = 147 В.
Относительные значения 11-й и 13-й гармоник равны = С/13 =
= l/11/І/ном = І/із/І/ном = 147-100/(10,5- ІО3) = 2,45 %.
При подавлении 11-й и 13-й гармоник остаточный коэффициент
несинусоидальности
К„с.ост = ^2нс - 1/?1 - 1/13 = |/10,32 — 2 ■ 2,452 = 9,7 %.
Таким образом, при 12-фазной схеме выпрямления подавление
двух первых составляющих гармонического спектра незначительно
(менее 1 %) улучшает коэффициент несинусоидальности напряжения.
В целях уменьшения общего числа единиц комплектующего
оборудования без ущерба для качества электроэнергии целесообразно
установить только два фильтра (5-й и 7-й гармоник) большей мощности,
определенной балансом реактивной мощности в узле.
322

В данном случае целесообразно применить следующие фильтры:
вариант 1: Ф-5-2400/10 (Q = 2000 квар) и Ф-7-2400/10 [Q — 1930 квар)
с суммарной генерируемой мощностью, превышающей необходимую
мощность компенсации на 318 квар;
вариант 2: Ф-5-2400/10 и Ф-7-1600/10 (Q = 1290 квар) с суммарной
генерируемой мощностью, на 327 квар меньшей расчетной мощности
компенсации.
На основании изложенного следует отметить, что в заданных
схемах электроснабжения коэффициент несинусоидальности превышает
нормируемое значение и применение серийных фильтров высших гар¬
моник не дает существенного эффекта.
Технические предложения. На основании проведенного анализа
заданной схемы внутреннего электроснабжения можно отметить сле¬
дующее:
подключение всей нелинейной нагрузки к одной секции шин РП
ие улучшает такие показатели качества электроэнергии, как колебания
и несинусоидальность напряжения;
применение серийных фильтров не дает желаемого снижения неси¬
нусоидальности напряжения.
Как показывают расчеты, при равномерном распределении нели¬
нейной нагрузки по секциям шин (см. рис. П4.1, 6) колебание напряжения
в нормальном режиме работы не превышает нормируемого ГОСТ
значения (2,3 %) ни в одном узле внутренней схемы электроснабжения.
При этом обеспечивается равномерность загрузки обмоток трансфор¬
маторов ГПП.
Коэффициент несинусоидальности в узлах сети предлагаемой
схемы также существенно снижается, приближаясь к нормируемому
значению (около 5,5 %).
Для рассматриваемого варианта схемы электроснабжения
(рис. П4.1, б) на ГПП2, 2РП1 и 2РП2 устанавливают фильтры
■Ф-5-2400/10. Генерируемая мощность больше расчетного значения
на 192 квар.
Пример 2. Определить мощность фйльтрующего устройства в
узле сети с вентильными преобразователями.
Исход н.ы е данные. Секция шин 10 кВ является общей для пре¬
образовательных агрегатов и общепромышленной нагрузки 10 и 0,4 кВ.
Допустимый коэффициент реактивной мощности на шинах 10 кВ
tg фдоп = 0,2. Нагрузка вентильных преобразователей симметричная и
спокойная (рис. П4.3).
Суммарная номинальная мощность группы однотипных вентиль¬
ных преобразователей Snprp = 7,5 МВ-А.
Среднее напряжение КЗ трансформаторов группы преобразователей
^=10%.
Средний коэффициент реактивней мощности преобразовательных
агрегатов tgepq, = 1.
Схема выпрямления шестифазная; Кр=0.
Решение. 1. Определяем
7,5 1 / 0,955 0,7
150 |/ (7,5/150 + 0,1)
-0,91 =9,5%.
11*
323

Рис. П4.3
2.	На основе расчетов, приведенных в разд. 2, определяем долю
реактивной мощности, приходящейся на фильтры напряжением 10 кВ.
Необходимая мощность фильтров 10 кВ Сф.к.у = Св. к — 2200 квар.
3.	Реактивная нагрузка группы преобразователей
Спр-гр = Snp.rp cos (pg, tg фср = 7,5 • 0,7 ■ 1 = 5,25 Мвар.
4.	Допустимая реактивная мощность преобразователей
бпр. доп ~ ^пр.гр cos фдоп tg Фдоп = 2,5 • 0,7 • 0,2 — 1,05 Мвар.
5.	Реактивная мощность преобразователей, подлежащая компен¬
сации,
вк.у = Спр.гр — Qпр.доп = 5,25 — 1,05 = 4,2 Мвар.
6.	Генерируемая мощность фильтров, необходимая для компенса¬
ции реактивной мощности всей нагрузки на шинах 10 кВ,
Сер = 6к.у + Qmax = 4,2 + 2,2 = 6,4 Мвар.
7.	Определяем силу тока, А, гармоник, генерируемых вентильными
преобразователями,
Ц = Snp.rp/(l/3 UmMv) = 7,5 • 106/(^/з ■ 10,5 ■ 5 • ІО3) = 86,5;
Z7 = 61,8; Лі = 39,3; 713 = 33,3.
8.	По суммарной генерируемой мощности фильтров (6,4 Мвар)
и расчетным силам тока гармоник выбираем типы фильтров (табл. П4.3).
Суммарная реактивная мощность фильтров Q^cp — 4000 + 1930 +
+ 615 = 6545 квар.
Фильтр 11-й гармоники не устанавливаем, так как имеем пере-
компенсацию на 145 квар.
Пример 3. Выбрать компенсирующие устройства для схемы с дву¬
мя дуговыми сталеплавильными печами.
Исходные данные указаны на рис. П4.4. Шинами общего назна¬
чения являются шины 220 кВ.
324

Таблица П4.3
Фильтр
Генерируемая
мощность,
квар
Допустимая
сила тока,
А
Ф-5-400/10
4000
170
Ф-7-2400/10
1930
70
Ф-13-800/10
615
35
220 кВ
3,=«00Мв*А
160/220
Рис. П4.4
35 кВ
60/35
tg ѵвиі=о.г
60/35
ДСП-100 tg v>cp = f
Решение. 1. Колебание напряжения на шинах 220 кВ
VtM = «пр |7а/«к = 601^2/4000 ■ 100 = 1,8 %,
т. е. превышает К,доп = 1 %. На этом основании предполагается уста¬
новить на шинах 35 кВ статический компенсатор реактивной мощ¬
ности (СТК) с тиристорно-реакторной группой.
2. Параметры СТК определяем по формулам
бтнр > «п.т |7# - «КИ(ДОП/100 = 60j/i - 4000-1/100 = 32 Мвар;
6б.к > («п.т fa - SK VtдОП/200) Кср = (6О]7г - 4000 ■ 1/100) (1 - 0,2/1) =
— 41,6 Мвар,
где Кср = 1 tg ФдопЛё Фер*
Пример 4. Определить коэффициенты обратной последователь¬
ности напряжения и при необходимости выбрать СУ.
Исходные данные. Однофазная установка электрошлакового
переплава мощностью Snp =-5 МВ • A (cos фпр = 0,866) подключена к
сети 6 кВ электросталеплавильного цеха, питающегося от районной
ПС энергосистемы. Мощность КЗ в узле подключения SK = 136 МВ • А.
Мощность, требуемая по условию компенсации, Q*y = 5 Мвар.
Пр едварительные данные: однофазная нагрузка под¬
ключена к фазам В и С; РВс — 4,33 МВт; QBC — 2,5 Мвар; ф = 30°.
Решение. 1. Определяем коэффициент обратной последователь¬
ности напряжения
1/5 /	\ 1 /	\
а =—— ( РАВ — РсаІ — ( Qab — QcaJ + Qbc ==
= j/3/2 (0 - 0) - j(0 - 0) + 2,5 = 2,5;
325

₽4
Рав ~ рСА
-у ( Qab — QcaJ + Рве — 4,33;
W =(Ut - l/HOM)/UHOM = 0 (принимаем Ut = 17ном);
ёѵ = (1 + 617) |/a2 + p2 ei^u/SK =
= (1 - 0) ]/2,52 + 4,332 e760/! 36 = 0,0368 e*0.
По полученному значению видим, что ёу превышает допустимое
по ГОСТ в 1,84 раза, поэтому необходимо установить СУ.
2.	Определяем параметры СУ. Принимаем Vt = 0, еѵ = еу доп = 0,02
и находим следующие вспомогательные математические величины:
А = еидопСовфиДі + 617доп) = 0,02-0,5/(1 + 0) = 6,01;
в = «и доп sin Фи (1 + 61/доп) = 0,0173;
С = BSK + SAb cos (60° + Флв) ~ Рве + $са sin (60° + Фел) = 1,98;
D = — ASK + SAB sin (60° + <Рав) + Qbc ~ $сА sin(60q + Фел) = 1,14.
Определяем реактивные мощности элементов СУ (Q^ = 2су =
= 5 Мвар)
Qab = у О/ЗС - D - Qc у (1 - А - ]/з^)] =
= у [И* (-1,98) - 1,14 - (-5) (1 - 0,01 - ]/з • 0,0173)] = -0,077;
Qbc= -у[2В-ес.у(1 + 2Л)] =
= - у [2 • 1,14 - (-5)(1 + 2• 0,01)] = -2,46;
Qca = у Е]/ЗС- D + 6с.у(1 - А + ]/3B)] =
= у []/з (-1,98) + 1,14 + (-5) (1 - 0,01 + ]/з • 0,0173)] = -2,46;
Сс.у = Qab + Qbc + Qca = ~ (0,077 + 2,46 + 2,46) ~ —5000 квар.
Отметим, что для полной компенсации обратной последова¬
тельности напряжений требуется большая установленная мощность
элементов, чем для частичной.
Так, используя данные примера, можно найти, что при одной
и той же генерируемой мощности Qcy = 5000 квар и еѵ = 0 Sct =
= 83,3 кВ • А, а при = 0,02 SCT = 5000 кВ • А.
326

45.	ПРАВИЛА ПРИМЕНЕНИЯ СКИДОК С ТАРИФА
ЗА СНИЖЕНИЕ ПО ВИНЕ ЭНЕРГОСНАБЖАЮЩИХ
ОРГАНИЗАЦИЙ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ,
ОТПУСКАЕМОЙ ПОТРЕБИТЕЛЯМ, И НАДБАВОК
К ТАРИФУ ЗА СНИЖЕНИЕ КАЧЕСТВА
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ПО ВИНЕ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
(ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЙ ПРЕЙСКУРАНТ
№ 09-01-1980/11)
і
1.	ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1.	При расчетах с промышленными и приравненными к ним
потребителями, а также с железнодорожным и городским электри¬
фицированным транспортом (электротягой), получающими электро¬
энергию от энергосистем (блок-станций), в том числе и через сети
перепродавцов и основных потребителей, применяются скидки с
тарифа и надбавки к нему за отклонение качества электроэнергии от
нормы.
Скидки и надбавки не распространяются на расчеты за электро¬
энергию, отпускаемую оптовым потребителям-перепродавцам, на
производственные нужды сельскохозяйственным, непромышленным
и другим потребителям, для которых тарифы на электроэнергию
помещены в разд. II Прейскуранта № 09-01 независимо от их присоеди¬
ненной мощности.
1.2.	Скидки с тарифа применяются, если по вине энергоснабжающей
организации снизилось качество электроэнергии по показателям,
характеризующим: отклонения частоты и напряжения; колебания
частоты и напряжения; несимметрию токов и напряжений; несину¬
соидальность токов и напряжений.
Надбавки к тарифу применяются в случаях снижения по вине потре¬
бителя качества электроэнергии по тем же показателям, за исключе¬
нием отклонений частоты и напряжения.
1.3.	Скидка или надбавка к тарифу, %, по каждому показателю
качества определяется по формуле
H = 5J4^LLrf>	(1)
где Пф — фактическое значение показателя качества электроэнергии
в точке ее реализации; Пл — значение показателя качества электро¬
энергии, установленное для этой точки в договоре на пользование
электроэнергией; Пн — нормированное значение показателя качества
электроэнергии, определенное в соответствии с ГОСТ 13109—67
(табл. 1); d — отношение количества электроэнергии, потребленной
при отклонении от договорных условий, к общему ее потреблению за
расчетный период
Если фактическое значение показателя качества не превышает
значения, установленного в договоре на пользование электроэнергией,
скидка (надбавка) не применяется.
327

Таблица 1
Показатель
Обозначение
и единица
Значение 77н
Отклонение частоты от номинального
значения
Д/, Гц в
0,2
Отклонение напряжения от номиналь¬
ного значения
И, %
5
Коэффициент обратной последователь¬
ности напряжения
е2. %
2
Коэффициент несинусоидальности на¬
пряжения
17“	О/
Лнс> /о
5
Размах колебаний напряжения, приве¬
денный к частоте 20 раз в 1 с
(Ю Гц)
°/
u г пр, /о
0,4
Скидка или надбавка при оплате электроэнергии по двухставоч¬
ному тарифу исчисляется с платы за 1 кВт заявленной мощности и за
1 кВт - ч потребленной электроэнергии.
При определении скидок и надбавок полученные значения округ¬
ляются до десятых долей процента.
Суммарная скидка (или надбавка) с тарифа определяется как
сумма скидок или надбавок, исчисленных по каждому показателю
качества электроэнергии в отдельности.
1.4.	Надбавки к тарифу не применяются, если ухудшение качества
электроэнергии, обусловленное работой установок потребителя,
происходит в периоды вынужденных режимов работы энергосистемы,
связанных с выходом из строя ее оборудования.
1.5.	Скидки с тарифа не представляются:
потребителям, допустившим за расчетный период нарушение уста¬
новленных лимитов мощности и потребления электроэнергии;
потребителям с присоединенной мощностью 750 кВ • А и выше, не
принявшим мер по приобретению специальных приборов контроля
качества электроэнергии (не имеющим заявки на приборы).
1.6.	Скидки с тарифа по показателю отклонения частоты не представ¬
ляются потребителям, рассчитывающимся по двухставочному тарифу
и не оснащенным:
при наличии одного ввода — электросчетчиком с фиксатором
30-минутной максимальной активной нагрузки энергосистемы;
при наличии двух и более вводов — сумматорами или информа¬
ционно-измерительными системами учета и контроля электро¬
энергии.
1.7.	Скидки с тарифа по показателю отклонения напряжения не
представляются потребителям, не выполняющим заданные энерго¬
снабжающей организацией условия потребления реактивной мощности.
1.8.	Скидки и надбавки не применяются к потребителям, полу¬
чающим питание от шин 10—35 кВ тяговых подстанций электрифи¬
цированного железнодорожного транспорта.
1.9.	Перечень показателей качества электроэнергии (ПКЭ),
записываемых в договор на пользование электроэнергией в конкретном
328

случае, определяется в совокупности с показателями режимов
потребления активной и реактивной мощности.
Перечень показателей, снижение качества электроэнергии по
которым нежелательно для потребителя, определяет потребитель.
Перечень показателей, снижение качества электроэнергии по которым
нежелательно для энергоснабжающей организации, определяет энерго¬
снабжающая организация.
1.10.	Если фактические значения показателя качества Пф изменяются
в течение расчетного периода (квартала), скидки (надбавки), определен¬
ные по (1) для каждого значения Пф, складываются.
2.	ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДОПУСТИМЫХ ЗНАЧЕНИЙ ПОКАЗАТЕЛЕЙ
КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ТОЧКЕ ЕЕ РЕАЛИЗАЦИИ
2.1.	Допустимое отклонение частоты принимают равным 0,2 Гц^
2.2.	Допустимые отклонения напряжения в точке контроля ка¬
чества электроэнергии устанавливают в виде диапазонов (отдельно’
для часов максимальных и минимальных нагрузок энергосистемы),
значения которых определяют на основании анализа характерных режи¬
мов, проводимого персоналом служб (групп) режимов энергосистем
и предприятий электрических сетей в соответствии с «Инструкцией
по контролю и анализу качества электроэнергии в электрических сетях
общего назначения».
До получения таких данных от служб (групп) режимов предприятия
энергонадзора используют в договорах на пользование электро¬
энергией значения допустимых отклонений напряжения, указанные в
табл. 2.
Таблица 2
Точка электрической сети
Диапазон допустимых значений 77д,
% номинального напряжения
сети
в максимум
нагрузки
в минимум
нагрузки
Трансформатор 35 —220/6 — 20 кВ:
Шины 35—220 кВ
шины 6—20 кВ
Трансформатор 6—20/0,4 кВ:
шины 6—20 кВ
шины 0,4 кВ
Сеть 380 В
0-10
4-8
4-£+8-£
2-6
-3-5- +5
0-10
-1-5- +3
С—£+1-5-
+ 6-£
С-6
-3++5
Примечания: 1. Значение Е — добавка напряжения трансформатора 6—20/0,4 кВ,
соответствующая согласованному с энергоснабжающей организацией рабочему ответвлению.
Ответвление	 5	2,5	0	-2,5	-5
* А	 0	2,5	5	7,5	10
2. Значение
С = 6,5/Гт/п-5,	(2)
где Етіп — РщіпІ^тах'у рmin ~ средняя нагрузка трансформатора в часы минимальных на¬
грузок энергосистемы; Ртах — 30-минутная максимальная нагрузка в часы максимальных
нагрузок энергосистемы; допускается определять по токовым нагрузкам трансформатора.
329

. • 2.3. Допустимый коэффициент обратной последовательности напря¬
жения устанавливают равным 2% во всех случаях.
2.4.	Допустимый коэффициент несинусоидальности напряжения в
точках контроля, находящихся в сетях до 35 кВ, а также в сетях ПО—
220 кВ, от которых получают питание тяговые подстанции электрифи¬
цированного железнодорожного транспорта, устанавливают равным
5%, для остальных сетей 110 кВ и выше 2%.
2.5.	Допустимый размах колебаний напряжения, приведенных к
частоте 20 раз в 1 с (10 Гц), устанавливают равным 0,4%. '
3.	ОПРЕДЕЛЕНИЕ ФАКТИЧЕСКИХ ЗНАЧЕНИЙ ПОКАЗАТЕЛЕЙ
КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ТОЧКЕ ЕЕ РЕАЛИЗАЦИИ
3.1.	Фактические значения ПКЭ определяют путем измерений
специальными приборами 43203, 43204, 43250 и 43401, при их от¬
сутствии — приборами общего назначения (вольтметрами, осциллогра-
фирующей и самопишущей аппаратурой и т. п.).
3.2.	Отклонения частоты регистрируются централизованно объе¬
диненными диспетчерскими управлениями. Информация о среднем
значении частоты за истекший месяц передается в энергосистемы не
позднее 5-го числа следующего месяца.
3.3.	Фактические значения остальных ПКЭ измеряют потребители
электроэнергии. Необходимые измерительные приборы и периодичность
измерений оговариваются в договоре на пользование электроэнер¬
гией. Виды и конкретные даты проведения измерений устанавли¬
вают .местные органы государственного энергетического надзора.
3.4.	При использовании специальных приборов ПКЭ измеряют
не менее чем в течение 2 рабочих дней, при использовании приборов
общего назначения — не менее чем в течение 1 ч при максималь¬
ной и 1 ч при минимальной нагрузке энергосистемы, определяя для
каждого часа средние значения Пф. В течение 1 ч снимают не менее
20 показаний.
При осциллографировании колебаний напряжения допускается
уменьшение периода измерений до нескольких минут. При этом
измерения следует проводить в период работы приемников электро¬
энергии с резкопеременной нагрузкой (сталеплавильных печей в период
расплава, прокатных станов в период первых циклов прокатки и т. д.).
По договоренности между энергоснабжающей организацией и
потребителем измерения можно проводить только в режиме максималь¬
ной нагрузки энергосистемы. При этом полученные значения Пф распро¬
страняются на весь расчетный период.
3.5.	При использовании для измерений приборов общего назначения
фактические значения ПКЭ можно определять следующим образом.
Отклонение напряжения и коэффициент обратной последователь¬
ности напряжения, %, определяют по результатам измерений линейных
напряжений UBA, UАС, UCB
ѵ =	- Пном
. U
ном
330

г2=^-ах U^60,	'	(4)
k'HOM
где Uср - среднее значение трех линейных напряжений.
Значения и е2 следует определять для каждого одновременного
измерения линейных напряжений и затем усреднять за часовой период.
Не допускается усреднять значения линейных напряжений за часовой
период и затем определять Vt и е2 по (3) и (4).
Коэффициент несинусоидальности Кнс допускается принимать
равным коэффициенту гармоник, измеряемому серийно выпускаемыми
анализаторами спектра.
Размахи колебаний напряжения 8Ѵ определяют по записи процесса
быстрых изменений напряжения с помощью осциллографической и
самопишущей аппаратуры в соответствии с порядком, описанным
в «Инструкции по контролю и анализу качества электроэнергии».
Приведение их к эквивалентному размаху частоты 20 раз в 1 с про¬
изводят по формуле
8К = -°±
"Р 8КСТ.
X 8F?N,
(5)
где к — число групп колебаний с различными размахами; — число
колебаний с размахом 8Ц; 1Ѵ£ — суммарное число колебаний с различ¬
ными размахами за время измерения Т; 8 Кст — допустимый размах,
определяемый в соответствии с кривой допустимых размахов
(ГОСТ 13109-67) для частоты повторения колебаний /к = IVj /Т.
3.6.	Для надежного установления факта нарушения качества
электроэнергии определяют гарантированные значения измеряемых
ПКЭ, учитывающие погрешности измерительных приборов,
Пг = Пп 8ПИ,	{6)
где Пг — гарантированное значение измеряемой величины, соответ¬
ствующее степени гарантированности 95 %; 877 и — абсолютная погреш¬
ность измеряемой величины Пи.
При прямых измерениях ПКЭ
877н = О,558п,	*	(7)
где 8П — абсолютная погрешность прибора, связанная с его классом
8К соотношением
8П = SAJIOO,	(8)
— предел шкалы прибора.
При косвенных измерениях Ѵи е2 и 8Кпр с использованием (3) - (5)
значение 877и определяют по следующим формулам:
при расчете К1г
8Л„ = 328n/L/HOM;
(9)
331

при расчете е2г
8ПИ = |/0,65^(L/III/UHOM)2 + 2ei/103;
(10)
прн расчете r
8ПИ =
_1_(JL_ _Еш_¥ + 0,0278И™
10^\8Гст 17ном/	пг
При использовании для измерений линейных напряжений вольт¬
метров класса 0,5 и более вместо формулы (10) можно использовать
более простую
(И)
(Юа)
В договоре на пользование электроэнергией должны оговаривать¬
ся типы и классы точности приборов, используемых при измерениях.
Если потребитель электроэнергии не обеспечивает измерения прибо¬
рами соответствующего класса, то при расчете надбавок к тарифу
величина 8ПИ определяется в соответствии с классами точности при¬
боров, указанных в договоре, а при расчете скидок с тарифа — в со¬
ответствии с классами точности используемых приборов.
3.7.	При определении скидок с тарифа в (1) принимают Пф = Пг.
3.8.	При определении надбавок к тарифу значение І7ф, исполь¬
зуемое при расчетах с конкретным потребителем, принимают равным
Пг, если снижение качества электроэнергии происходит по вине только
этого потребителя. Если снижение качества электроэнергии происходит
по вине нескольких потребителей одновременно, то Пф определяют с
учетом долевого вклада данного потребителя b
Пф = (Пг-П^Ь + Пя.
(12)
Долевой вклад потребителя определяют одним из следующих
способов:
а) сравнением значений Пю измеренных при работе установок,
ухудшающих качество,. П'к и без них Щ
b = 1 - П"/П'я.	(13)
Этот способ используется для потребителей, установки которых
работают периодически (дуговые сталеплавильные печи, прокатные
станы, сварочные установки и т. п.), и является предпочтительным.
Для тяговых подстанций электрифицированного железнодорожного
транспорта он не применяется;
б) расчетным путем, исходя из суммарной установленной мощ¬
ности оборудования, ухудшающего качество электроэнергии, т
b = Sni/Snl,	(14)
гдеХП|- и S„ — мощность оборудования, ухудшающего качество электро¬
энергии по рассматриваемому показателю, установленного у данного
потребителя и у всех потребителей, получающих питание от данного узла
энергосистемы.
332

По соі пасованию между энергосистемой и потребителями доле¬
вое участие допускается определять пропорционально общей мощ¬
ности потребителей в максимум нагрузки энергосистемы
Ь — Ртахі/Ртах^;	(15)
Для тяговых подстанций железнодорожного транспорта, электри¬
фицированного на переменном токе, применякТг формулу (14), в кото¬
рой в качестве Sni используют установленную мощность трансформа¬
торов конкретной тяговой подстанции, а в качестве Snj — сум¬
марную мощность трансформаторов тяговых подстанций, присоеди¬
ненных к одной линии электропередачи 110— 220 кВ и относящихся к <
одной энергоснабжающей организации.
Для тяговых подстанций железнодорожного транспорта, электри¬
фицированного на постоянном токе, значение b всегда принимают
равным единице, т. е. = II,.
4.	ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДОЛИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ, ПОТРЕБЛЕННОЙ
ПРИ ПОНИЖЕННОМ ЕЕ КАЧЕСТВЕ
4.1.	При определении скидки с тарифа по показателю отклонения
частоты используют среднемесячные значения fcpl и потребления
электроэнергии за месяцы, входящие в квартал. Доля электроэнергии
dh потребленной при
di = Wi/W-fr	(16)
где — суммарное потребление электроэнергии за квартал.
С учетом (16) и табл. 1 формула (1) приобретает вид
з
Я = 25 £ (Д/срі-0,2)4	(17)
І=1
где Д/Срі — среднемесячное отклонение частоты, Гц, от номинальной.
4.2.	Долевое распределение электроэнергии по интервалам зна¬
чений остальных ПКЭ при использовании специальных приборов опре¬
деляют по формуле [1]
X і&Рк
Ь	,	(18)
1=1
где tjk — значения показаний прибора 43401, соответствующие j-му ин¬
тервалу значений ПКЭ, на которые разбит весь диапазон его измене¬
ния, и fc-му интервалу значений активной нагрузки Рк, на которые
разбит весь диапазон ее изменений (вместо Рк допускается исполь¬
зовать токовую нагрузку 7^);	— сумма показаний прибора 43401,
соответствующих fc-му интервалу значений нагрузки. При этом в
качестве І7ф в (1) подставляют среднее значение интервала ПКЭ.
333

Например, если в интервале изменения коэффициента несинусои¬
дальности 5 — 7% потреблено 40% электроэнергии, то в (1) подстав¬
ляют Пф = 6 и d = 0,4.
4.3.	При определении доли электроэнергии, потребленной при
пониженном ее качестве по показателю отклонения напряжения, отли¬
чия фактических значений от верхней и нижней границ установ¬
ленных диапазонов IIа фиксируют по абсолютному значению без
учета знака разницы. Например, если при установленном диапазоне
Па = 2	6 % электроэнергия потреблялась при І7ф = 1 % и Пф = 7 %,
то условия потребления считаются одинаковыми, так как в обоих слу¬
чаях отличие фактических напряжений от границ их допустимого
диапазона одинаково и составляет 1%.
4.4.	Долевое распределение электроэнергии по интервалам зна¬
чений ПКЭ может быть определено по регнстрограммам ПКЭ, полу¬
ченным с помощью самопишущих приборов (см. приложение).
4.5.	При проведении измерений только в часы максимальных и
минимальных нагрузок энергосистемы и определении средних значе¬
ний ПКЭ для этих периодов Пфі и Пф2, соответственно долю электро¬
энергии, потребленной при ПКЭ, равном П^, определяют следую¬
щим образом (остальная электроэнергия считается потребленной при
ПКЭ, равном Пф2):
рассчитывают относительную продолжительность периода мак¬
симальных нагрузок
О9)
где к3 — коэффициент заполнения графика нагрузки потребителя;
кті„ — отношение нагрузок потребителя в периоды минимальной и
максимальной нагрузок энергосистемы;
на основании анализа режимов работы сети или измерений ПКЭ,
проведенных ранее для всего суточного интервала, устанавливают
относительную продолжительность периода tlf к которому относятся
значения IIзамеренные в часы максимальных нагрузок энергосистемы;
долю электроэнергии, потребленной при ПКЭ, равном IIопре¬
деляют по формулам:
если	> t1( то •
di = tjk3,	(20)
если	< tb то
= [tmox + k„i„ (t, -	(21)
При отсутствии данных об изменении значений ПКЭ в течение
суток рекомендуется принимать tt = 0,5.
При отсутствии достоверных данных о значении fcmi„ значение dt
допускается определять по формуле
di = 1,2 - 0,7fc3.	(22)
С учетом изложенного формула (1) принимает вид
Н = ~1(Пф1 - Пд1) di + (Пф2 - Пд2)(1 - di)].	(23)
“Н
334

где Пд1 и /7д2 допустимые значения ПКЭ в точке реализации электро¬
энергии в режиме максимальной и минимальной нагрузки соответст¬
венно. Для отклонений напряжения, как правило, Пд1 *	а для осталь¬
ных ПКЭ в соответствии с разд 3 данных Правил IIа1 = П^.
5.	ПРИМЕРЫ РАСЧЕТА
Пример 1. Определить гарантированное значение размаха коле¬
баний напряжения, приведенных к частоте 20 раз в 1 с, если в результате
измерений за 4 мин выявлено 10 колебаний с размахом 2%, 20 колеба-.
ний с размахом 4% и 30 колебаний с размахом 1 %. Измерения про¬
водили прибором класса 0,5 с пределом шкалы 150 В во вторичной цепи
трансформатора напряжения (17,юм = 100 В).
Решение. Суммарное число колебаний составляет 60. Средняя
частота их повторения /к = 60/4 = 15 раз в 1 мин.
По кривой допустимых размахов колебаний (ГОСТ 13109 — 67)
определяем 8Ѵ„ = 2 %.
По (5) рассчитываем эквивалентный размах, приведенный к частоте
20 раз в 1 с,
8К =М
пр 2
10 4- 42 • 20 4- I2 • 30
60
= 0,51%.
Погрешность измерения в соответствии с (11)
*"■ -]/(”$)’ «Г»	- WX-
Гарантированное значение эквивалентного размаха колебаний
8Епр.г = 0,51 - 0,085 = 0,42 %.
Пример 2. Определить гарантированное значение коэффициента
обратной последовательности е2г, если его измерение, произведен¬
ное прибором 43204 при установленном пределе шкалы Пш = 5 %, дало
результат е2=3,7%.
Решение. В связи с тем, что приведенная погрешность (класс) прибора
43204 при II ш = 5% составляет 10%, абсолютная погрешность изме¬
рения с вероятностью 95% в соответствии с (7) и (8)
-	6е2 = 0,55 ■ 10 • 5/100 = 0,28 %.
Гарантированное значение е21 определяем по (6)
е2г = 3,7 — 0,28 = 3,42%.
Пример 3. Определить гарантированное значение е2г, если линейные
напряжения, измеренные вольтметром класса 2,0 составили 400, 390
и 370 В соответственно. Предел шкалы прибора 500 В.
335

Решение. По (4)
е2 = (400 - 37О)/38О ■ 60 = 4,74 %.
Погрешность измерения в соответствии с (10а)
8е2 = 0,78 • 2 • 500/380 = 2,08 %.
Гарантированное значение коэффициента обратной последова¬
тельности Е2г = 4,74 — 2,08 = 2,66 %.
Пример 4. Определить значения КІ1СІ используемые в расчете надба-_
вок к тарифу для каждого из трех потребителей, получающих пита¬
ние от одного узла энергосистемы, если гарантированное значение
коэффициента несинусоидальности на общих шинах Кнс г составляет 8 %,
допустимое Кнсд = 5%. Мощности преобразователей, являющихся
оборудованием, снижающим качество электроэнергии по рассматри¬
ваемому показателю, составляют соответственно 3,6; 1,2 и 6,4 Мвар.
Решение. По (14) долевые вклады потребителей
1/ =		= 0,32; Ь11 = 0,11; Ь,п = 0,57.
3,6 + 1,2 4- 6,4
Значения І7ф по (12)
= (8 - 5) 0,32 4- 5 = 5,96 %; Пф = (8 — 5) 0,11 4- 5 = 5,33 %;
П"' = (8 - 5)0,57 4- 5 = 6,71 %.
Пример 5. Среднемесячная частота за январь, февраль и март
составила соответственно 49,5; 49,7; 49,9 Гц. Потребление электро¬
энергии за эти же месяцы равно 100, 90 и 80 млн. кВт • ч. Определить
скидку с тарифа, относимую к оплате электроэнергии за квартал.
Решение. Среднемесячные отклонения частоты составляют 0,5;
0,3; и 0,1 Гц. Долевое распределение по месяцам электроэнергии,
потребленной за квартал (100 4- 90 4- 80 = 270),
di = 100/270 = 0,37; d2 = 0,33; d3 = 0,3.
Скидка с тарифа по (17)
Н = 25 [(0,5 - 0,2) 0,37 4- (0,3 - 0,2) 0,33 4- 0] = 3,6 %.
Пример 6. Измерения ПКЭ в часы максимальных и минимальных
нагрузок энергосистемы привели к следующим результатам: Пфі = 6 %,
Пф2 = 8%. Снижение качества электроэнергии произошло по вине
потребителя. Допустимые значения Пд1 = 11^ = 5%. Коэффициент
заполнения графика нагрузки к3 = 0,6. Определить надбавку к тарифу.
Решение. По (22)
dt = 1,2-0,7-0,6=0,78.
Надбавка к тарифу по (23)
Н = 5/5 [(6 - 5) 0,78 4- (8 - 5) 0,22] = 1,44 %.

Пример 7. Определить скидку с тарифа, если потребитель по
вине энергоснабжающей организации получил 50% электроэнер¬
гии при отклонении напряжения Уф = 10 % вместо установленного в
договоре допустимого значения И1д = 5 и 20 % электроэнергии при
отклонении напряжения Кіф = 15%. По остальным показателям ка¬
чества договорные условия соблюдались.
Решение. В соответствии с п. 1.10 скидка с тарифа
' Н = 5 [(10 - 5)/5 • 0,5 4- (15 - 5)/5 • 0,2] = 5 (0,5 + 0,4) = 4,5 %.
Пример 8. Определить надбавку к тарифу, если по вине потре¬
бителя коэффициент обратной последовательности в узле энергоси¬
стемы в течение всего расчетного периода е2ф = 4 % при е2д = 2 %,
а 30 % электроэнергии было потреблено при Кнс ф = 8 %;
Кнс.д = 5%.
Решение. В связи с тем, что надбавки по различным ПКЭ склады¬
ваются, суммарная надбавка к тарифу
Н = 5[(4 — 2)/2-1 + (8 - 5)/5■ 0,3] = 5,9%.
ПРИЛОЖЕНИЕ. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДОЛЕВОГО
РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ПО ИНТЕРВАЛАМ
ПОКАЗАТЕЛЯ КАЧЕСТВА С ПОМОЩЬЮ САМОПИШУЩЕГО
ПРИБОРА
Долевое распределение определяют на основании регистрограмм
показателей качества электроэнергии и активной мощности, потреб¬
ляемой предприятием. Вместо регистрограммы активной мощности
можно использовать суточный график нагрузки предприятия.
Регистрограммы и суточный график необходимо разбить на часо¬
вые интервалы и для каждого і-го интервала регистрограммы
ПКЭ определить суммарную длину участков регистрограммы lt
(в миллиметрах), соответствующую времени выхода ПКЭ за допус¬
тимый уровень, и среднее значение ПКЭ для этих участ¬
ков Пф Ср j.
Доля электроэнергии, потребленной при Пф.д,,-,
di = liPi/fVW^),	(П1)
где Рі — средняя нагрузка на рассматриваемом часовом интервале;
ѵ — скорость движения диаграммной ленты, мм/ч; ІУсут — электро¬
энергия, потребленная за 1 сут (определяется суммой 24 значений Р(
на часовых интервалах).
В результате расчета за каждые сутки проведения измерений
получают 24 пары значений І1ф.ср и d, которые распространяют на
весь расчетный период. Число суток, за которые проводят измерения,
устанавливают по договоренности между электроснабжающей орга¬
низацией и потребителем.
337

При известных для различных периодов суток допустимых значе¬
ниях ПКЭ Ид; определяют скидку с тарифа (надбавку)
24
* (П2)
і-1
Пример. Нормированное значение ПКЭ Пн = 2%. Скорость дви¬
жения диаграммной ленты 60 мм/ч. Электроэнергия, потребленная
за сутки, 150 тыс. кВт-ч. Нарушение ПКЭ происходит по вине
энергосистемы. Остальные показатели приведены в таблице.
Часы суток,
в которые
ПКЭ выхо¬
дил за до¬
пустимый
уровень
Длина участков
регистрограммы,
соответствующих
выходу ПКЭ
за допустимый
уровень, мм
Нагрузка
потребителя,
тыс. кВт
Среднее значение
ПКЭ на участках
выхода за допус¬
тимый уровень
Пд = 2%
8—9
35
7
3,2
0,027
9-10
60
10
4,6
0,067
10-11
15
9
2,6
0,015
18-19
20
6
3,8
0,013
19-20
40
4
3
0,018
Определить скидку с тарифа.
Решение. 1. По (П1) определяем d; для всех часов суток, приведен-
35 7
ных в таблице, например d8_9 =	= 0,027.
60 150
2. По (П2) определяем скидку с тарифа
Н = у (3,2 - 2) 0,027 + (4,6 - 2) 0,067 4- (2,6 - 2) 0,015 +
4- (3,8 - 2) 0,013 4- (3 - 2) 0,018 = 6,3 %.
СОГЛАСОВАНО
с Государственным комитетом
СССР по науке и технике
УТВЕРЖДЕНО
Г лавгосэнергонадзором
Минэнерго СССР

46.	УКАЗАНИЯ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ
ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ
МЕРОПРИЯТИЙ ПО ПОВЫШЕНИЮ КАЧЕСТВА
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ
ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ
1.	ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1.	Работа электротехнического оборудования и приводных
механизмов при пониженном качестве электроэнергии сопровождается
снижением их технико-экономических показателей. Технико-экономиче¬
ские показатели оборудования, зависящие от качества электроэнергии,
подразделяются на две группы: электротехнические и технологические.
К электротехническим показателям относятся: потребление
активной мощности в часы максимальных нагрузок энергосистемы;
потребление реактивной мощности в часы максимальных нагрузок
энергосистемы; срок службы электрооборудования.
К технологическим показателям относятся: производитель¬
ность оборудования; качество выпускаемой продукции; расход сырья
и материалов; срок службы неэлектротехнического оборудования.
В соответствии с изложенным экономический ущерб, вызываемый
пониженным качеством электроэнергии, разделяют на две составляю¬
щие: электротехническую и технологическую.
1.2.	Мероприятия по повышению качества электроэнергии в сети
потребителя должны обеспечивать на границе раздела балансовой
принадлежности сетей качество электроэнергии по показателям,
зависящим от работы приемников электроэнергии, на уровне, зафикси¬
рованном в договоре на пользование электроэнергией, при минималь¬
ных затратах на проведение мероприятий.
1.3.	Экономическая эффективность мероприятий определяется
разницей ущербов, соответствующих показателям качества электро¬
энергии до и после проведения мероприятия.
1.4.	В настоящих Указаниях приведены рекомендации по определе¬
нию электротехнической составляющей ущерба при известных
отклонениях, несимметрии и несинусоидальности напряжения до и
после проведения мероприятий по повышению качества электроэнергии
и технологической составляющей при известных последствиях сни¬
жения качества (количество недоотпущенной продукции, степень
снижения ее качества и т. д.).
2.	МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ОЦЕНКЕ УЩЕРБА
ОТ СНИЖЕНИЯ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
2.1.	Ущерб от увеличения потребления мощности в максимум
нагрузки энергосистемы 8Ртах и расхода электроэнергии 8 И7
Уэ = aSP^ + b8W,
339

где а и b — основная и дополнительная плата за электроэнер¬
гию по двухставочному тарифу. При одноставочном тари¬
фе а = О.
2.2.	Снижение потерь мощности в линиях и оборудовании при
увеличении напряжения на V, %, определяют по формулам:
для линий
(1)
для трансформаторов и двигателей
V 2
8Ет(д) =	(^3 ЛЕИНОМ — А^х ном)»
(2)
где ДРл — потери мощности в линии в исходном режиме; ДРН ІЮМ и
Д^х-иом ~ номинальные значения нагрузочных потерь и потерь
холостого хода трансформатора или двигателя; к3 — коэффициент
загрузки.
Отрицательный знак 8Р говорит о том, что потери мощности при
увеличении напряжения увеличиваются.
2.3.	Для группы асинхронных двигателей, участвующих в одном
технологическом процессе, снижение потерь мощности может быть
определено по формуле
у
jqq ^а.д^рРгном»
(3)
где ка,д — коэффициент, принимающий значения для асинхронных
двигателей мощностью до 5 кВт —0,42, от 5 до 100 кВт —0,11,
свыше 100 кВт — 0,076; кр — коэффициент, определяемый по
табл. 1; Рцном — суммарная номинальная мощность асин¬
хронных двигателей с единичной мощностью до 5; 5 — 100 и
свыше 100 кВт.
Если напряжение на выводах асинхронных двигателей рассматри¬
ваемой группы неодинаково, то отклонение напряжения
і
(4)
где V} — отклонение напряжения на выводах асинхронных двигателей
і-й группы, в пределах которой напряжение одинаково; пі — число дви¬
гателей в і-й подгруппе; / — число подгрупп;. N — суммарное число
двигателей в группе.
Если загрузка двигателя отличается от приведенной в табл. 1,
кр определяется интерполяцией табличных значений.
340

Т аблица 1
Номинальное
напряжение, кВ
*3 = 1
*з = 0,75
к3 = 0,5
При Г<
0
0,4
0,23
0,09
-0,08
6
0,1
0,05
-0,02
При Г >
-0
0,4
0,08
-0,05
-0,19
6
0,04
0,02
-0,06
2.4.	Потери мощности в линиях, вызванные несимметрией 8РС и
иесинусоидальностью токов и напряжений 8РНС, кВт,
8Ре = 3RII • ІО-3;	(5)
8PHC = R f ^-Ю’3;	(6)
в трансформаторе, двигателе, батарее конденсаторов
8Pt = (S/104)fc£e2;
8PHC = (S/104)fcHC f bvUi,
(7)
(8)
где I2 — сила тока обратной последовательности, А; /ѵ — сила тока
гармоники, А; е2 — коэффициент обратной последовательности напря¬
жения, % ;'UV — напряжение ѵ-й гармоники, %; R — сопротивление фазы
линии, Ом, на основной частоте; S — установленная мощность обору¬
дования, кВ • А (кВт, квар); а„ bw ка — коэффициенты, определяемые
по табл. 2 и 3; и — номер последней из учитываемых гармоник.
Таблица 2
Номер гармоники
аѵ
Ьѵ для
трансформа¬
торов
вращающихся
машин
батарей
конденсаторов
2
2
0,44
0,350
2
>	4
2,8
0,23
0,125
4
5
3,2
0,19
0,089
5
7
3,7
0,19
0,054
7
11
4,7
0,19
0,027
11
13
5,1
0,20
0,021
13
23
6,8
0,25
0,009
23
25
7,1
0,26
0,008
25
341

Таблица 3
Оборудование
*нс
Т урбогенераторы
1,86
1,77
Генераторы и синхронные двигатели
0,68
1,12
с успокоительной обмоткой
То же без успокоительной обмотки
0,27
0,4
Синхронные компенсаторы
1,31
1,95
Трансформаторы 35—220 кВ
0,5
0,3
То же 6— 10 кВ
2,67
1,62
Батареи конденсаторов
0,003
0,003
Для асинхронных двигателей
кЕ = 2,41/сд; кКС = 2кв,	(9)
где кд зависит от номинальной мощности двигателя:
если Ра < 5 кВт, кд = 3 + 0,3 (5 — Рд);	")
если 5 «S Рд s: 100 кВт, кд = 1 + 0,02 (100 - Рд);	>	(10)
если 100 < Рд «S 1000 кВт, кд = 0,4 + 0,0007 (1000 - Рд). J
2.5.	Снижение расхода электроэнергии 5IV за расчетный период
8W = f 8РА,
1 = 1
где t, — продолжительность і-го характерного периода работы обору¬
дования.
2.6.	Ущерб от увеличения потребления реактивной мощности в
максимум нагрузки 8gmox
Уц — (ЕСД + Ид) SQmax,
(И)
где Е — нормативный коэффициент эффективности капитальных вложе¬
ний; Ск — стоимость 1 квар конденсаторных установок; ИК — ежегодные
издержки на обслуживание и текущий ремонт конденсаторных устано¬
вок, отнесенные к 1 квар.
2.7.	Снижение потребления реактивной мощности в линиях и
оборудовании при увеличении напряжения на V, %, определяют по
формулам:
для линий
86 = ~(Д6л + £);	(12)
для трансформаторов
ОТ
342

где Абл и Qc ~ нагрузочные потери реактивной мощности и генери¬
руемая линией реактивная мощность в исходном режиме; Ік и нк —
сила тока холостого хода и напряжение короткого замыкания
трансформатора, %; к3 — коэффициент его загрузки; SHOM — номи¬
нальная мощность.
Снижение потребления реактивной мощности асинхронными дви¬
гателями и располагаемой реактивной мощности синхронных машин
(двигателей, синхронных компенсаторов) определяют эксперименталь¬
ным или расчетным путем на основании параметров конкретных
машин.
2.8.	Увеличение потребления реактивной мощности за счет несим-
метрии и несинусоидальности токов и напряжений в практических
расчетах учитывать не следует.
2.9.	Ущерб от сокращения сроков службы оборудования
УС = (ЕК + И)(КІѴС-КЦН),	(14)
♦
где К — капиталовложения в оборудование; И — ежегодные издержки
на его обслуживание и текущий ремонт; Кцс и Кц н — коэффициенты
цикличности, определяемые соответственно для сокращенного и нор¬
мативного срока службы оборудования по формуле
(1 + Дн,п)Гс"
(1+ «н.ц)Г“ - 1'
(15)
где Енп — нормативный коэффициент приведения разновременных
затрат, установленный в отрасли. Значения коэффициентов циклич¬
ности при различных £ІІ П и 7^л, рассчитанные по (15), приведены в
табл. 4.
Таблица 4
^ся
^Н.П
?сл
^Н.П
0,08
0,1
0,12
0,15
0,08
о,1
0,12
0,15
1
13,5
11
9,333
7,666
16
1,412
1,278
1,195
1,119
2
7,024
5,762
4,937
4,105
17
1,37
1,246
1,171
1,102
3
4,846
4,021
3,472
2,919
18
1,334
1,219
1,15
1,088
4
3,778
3,155
2,745
2,335
19
1,302
1,195
1,131
1,075
5
3,131
2,639
2,313
1,99
20
1,273
1,174
1,116
1,065
6
2,704
2,297
2,027
1,762
21
1,248
1,156
1,102
1,056
7
2,401
2,054
1,827
1,602
22
1,225
1,14
1,09
1,048
8
2,175
1,874
1,678
1,486
23
1,205
1,125
1,08
1,041
9
2,001
1,737
1,564
1,397
24
1,187
1,113
1,071
1,036
10
1,863
1,628
1,475
1,328
25
1,171
1,101
1,063
1,031
11
1,751
1,539
1,404
1,274
26
1,156
1,091
1,055
1,027
12
1,659
1,467
1,345
1,23
27
1,143
1,082
1,049
1,023
13
1,582
1,407
1,297
1,194
28
1,131
1,074
1,044
1,02
14
1,516
1,357
1,257
1,164
29
1.12
1,074
1,039
1,017
15
1,46
1,314
1,224
1.14
30
1,11
1,061
1,035
1,015
343

2.10.	Срок службы трансформаторов и электрических машин при
снижении качества электроэнергии снижается в основном за счет пре- '
вышения температуры изоляции над ее допустимым значением
Дт = Ѳ - Ѳд.	(16)
Сокращение срока службы данного оборудования за время t при
среднем превышении температуры изоляции на Дт определяют по
формуле
бТад =	(17)
где Ь — постоянный коэффициент, зависящий от вида изоляции.
Температура обмоток оборудования обусловливается совместным
воздействием следующих факторов: температуры охлаждающей среды,
загрузки обмоток токами прямой последовательности основной
частоты, токами обратной последовательности и высших гармони¬
ческих.
Для трансформаторов и асинхронных двигателей критичным
является нагрев основных обмоток, для синхронных машин —
обмотки возбуждения. При средней загрузке указанных обмоток
(определенной за период, равный постоянной времени нагрева машины)
менее 80% влияние показателей качества электроэнергии на срок
службы оборудования учитывать не следует.
Для ламп накаливания сокращение срока службы за время t,
происходящее за счет превышения отклонения напряжения над норми¬
рованным пределом +5%,
8Гсл — tk,
(18)
где к определяют по следующей зависимости:
Ѵ,%. . +6 + 7 +8 +9 +10
к . . .0,14 0,23 0,33 0,41 0,49
Общее снижение срока службы оборудования определяют сум¬
мированием ST^, за все расчетные периоды его работы, каждый
из которых характеризуется своими значениями t и Дт.
2.11.	Технологический ущерб состоит из двух составляющих —
прямого ущерба, возникающего вследствие брака продукции, порчи
сырья и материалов, выхода из строя и сокращения срока службы
инструмента и электрооборудования, увеличения расхода электро¬
энергии и материалов, простоя персонала и дополнительного ущерба,
обусловленного недоотпуском продукции, снижением ее качества или
затратами на компенсацию недоотпуска.
2.12.	Технологическая составляющая прямого ущерба J^.T опреде¬
ляется суммой трех составляющих: обусловленной самим фактом
нарушения нормального электроснабжения; зависящей от длительности
нарушения; учитывающей затраты на восстановление технологиче¬
ского процесса до номинального режима.
344

Для конкретного потребителя указанные составляющие определяют
расчетным путем на основании анализа влияния нарушения нормаль¬
ного электроснабжения на работу потребителя или с использованием
экспериментальных и статистических данных.
В общем случае зависимость Уп т от продолжительности нару¬
шения нормального электроснабжения имеет нелинейный характер
и описывается непрерывной или разрывной возрастающей
функцией.
2.13.	Технологическая составляющая дополнительного ущерба
зависит от возможности и способа компенсации недовыпуска про¬
дукции за период простоя технологической установки, вызванного
нарушением нормального электроснабжения.
Недовыпуск продукции может компенсироваться за счет резерва
производительности труда без увеличения годовых затрат; фор¬
сированного режима работы технологического оборудования; органи¬
зации сверхурочных работ.
2.14.	Если недовыпуск продукции восполняется за счет форсирован¬
ной работы технологического оборудования, дополнительный ущерб
Уят = ДИЛфіф,	(19)
где ДИ — увеличение затрат на единицу продукции при данной крат¬
ности форсировки за счет увеличения расхода сцрья, электроэнергии,
оплаты персонала и т. п.; Лф — производительность оборудования в
форсированном режиме; 1ф — продолжительность работы оборудования
в таком режиме.
2.15.	Если недовыпуск продукции восполняется организацией сверх¬
урочных работ, то
= (Р-ЦС?-п + РС<> дл + з№	(20)
/7 г
где С3 п — годовой тарифный фонд заработной платы производствен¬
ных рабочих, работавших сверхурочно; Р — коэффициент увеличения
заработной платы за работу в сверхурочное время по сравнению с
тарифной ставкой; Со — то же заработной платы персонала, связан¬
ного с обслуживанием оборудования во время сверхурочных работ;
Пт — годовой выпуск продукции при работе предприятия с плано¬
вым числом часов работы в году; ДЛ — недовыпуск продукции за время
простоя технологической установки; Зд — затраты на дополнительный
расход материалов, сырья, электроэнергии и т. д.
2.16.	Если недовыпуск продукции не может быть компенсирован
в течение года, то
Удт = (£Кп + Ип)гпр/Г,	(21)
где К„ — основные и оборотные фонды предприятия; И„ — постоянная
часть ежегодных издержек' производства, не зависящая от объема
выпуска продукции; tnp — продолжительность простоя; Т — плановое
число часов работы предприятия в году.
345

2.17.	Ущерб от снижения качества продукции
Ук = ЛрП,	(22)
где Др — снижение стоимости единицы продукции; П — объем про¬
дукции.
3.	ПРИМЕР ОПРЕДЕЛЕНИЯ СНИЖЕНИЯ ПОТЕРЬ ПРИ
ВНЕДРЕНИИ МЕРОПРИЯТИЙ ПО ПОВЫШЕНИЮ КАЧЕСТВА
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
Рассчитать снижение потерь мощности в цеховых трансформаторах
6—10 кВ, асинхронных и синхронных двигателях (без успокоительной
обмотки) и батареях конденсаторов, происходящее при проведении
мероприятия, в результате которого коэффициент обратной последо¬
вательности напряжения снижается от 3 до 1 %, напряжение 5-й гармо¬
ники от 6 до 2 %, а 7-й от 4 до 1 %.
Суммарная мощность каждого вида оборудования равна
1000 кВ-А (кВт, квар). Средняя мощность асинхронных двигателей
составляет 20 кВт.
Решение. Для асинхронных двигателей по (10) и (9) определяем
кя = 1 + 0,02(100 - 20) = 2,6; fcE = 6,3; fcr = 5,2.
Снижение потерь мощности, кВт, вызываемое снижением коэффи¬
циента обратной последовательности напряжения, определяем по
формулам (7) и табл. 3:
для трансформаторов
ЗРЕ1 = 1000/104 • 2,67 (З2 - I2) = 2,14;
для асинхронных двигателей
ЗРЕа = 1000/104 • 6,3(З2 - I2) = 5;
для синхронных двигателей
8Рес = 1000/104 • 0,27 (З2 - I2) = 0,22;
для конденсаторных батарей
8Рек = 1000/104 0,003 (З2 - I2) = 0,003.
Снижение потерь мощности, кВт, вызываемое снижением уровней
гармоник, определяем по (8) и табл. 2 и 3:
для трансформаторов
8РНС Т = 1000/104 • 1,62 [0,19 (62 - 22) + 0,19 (42 - I2)] = 1,44;
для асинхронных двигателей
БРІІса = 1000/104 • 5,2 [0,089 (62 - 22) + 0,054 (42 - I2)] = 1,9;
346

для синхронных двигателей
' 8РНСС = 1000/104-0,4[0,089(62 - 22) + 0,054(42 - I2)] = 0,15;
для конденсаторных батарей
8РНСК = 1000/104 • 0,003 [5(62 - 22) + 7(42 - I2)] = 0,8.
Результаты расчета показывают, что несимметрия напряжений
вызывает наибольшие потери в асинхронных двигателях и трансфор¬
маторах, потери в синхронных двигателях оказываются в 10—20 раз
меньшими, а в конденсаторах настолько малы, что в большинстве
практических расчетов их учитывать нецелесообразно. Потери же от
высших гармоник в конденсаторах существенны.
УТВЕРЖДЕНО
Главгосэнергонадзором Минэнерго СССР
25 июня 1985 г.

СОДЕРЖАНИЕ
Предисловие	    3
РАЗДЕЛ ПЕРВЫЙ
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ НАДЗОР
1.	Положение о государственном энергетическом надзоре в
СССР	  4
2.	Положение о Главном управлении государственного энерге¬
тического надзора (Главгосэнергонадзоре)	 10
3.	Положение о региональном управлении государственного
энергетического надзора	 16
4.	Положение об управлении (отделе) государственного энер¬
гетического надзора министерств (главных управлений)
энергетики и электрификации союзных республик ...	23
5.	Порядок утверждения, распределения и перераспределения
лимитов потребления электроэнергии	 30
6.	Методика определения фактических значений основных
параметров потребления электроэнергии на промышленных
предприятиях 	 37
7.	Порядок установления лимитов электрической мощности
и контроля за их соблюдением	 62
8.	Инструкция о порядке составления и применения графиков
ограничения потребления и отключения электроэнергии при
недостатке электрической энергии и мощности в энерго¬
системах и их объединениях (вводится в действие с 1 октября
1983 г.)	 68
J 9. Инструкция о порядке согласования применения электро¬
котлов и других электронагревательных приборов ...	78
j 10. Инструкция о порядке согласования применения электро¬
теплового оборудования для предприятий общественного
питания	 84
11.	О мероприятиях по повышению эффективности использо¬
вания электроэнергии и широкому использованию электро¬
нагрева в межпиковые периоды графика нагрузки энерго¬
системы (и. п. 17-6/79-Т от 12.08.82)	 92
348

12.	О порядке расчетов за электроэнергию, потребляемую в
общежитиях, оборудованных кухонными электроплитами
(и. п. 17-6/20-Э от 21.06.84)	 93
13.	О порядке расчетов за электроэнергию, отпускаемую на
производственные нужды передвижных механизированных
колонн (и. п. 17-6/20-Э от 18.08.83)	 94
14.	Об изменении тарифов на электроэнергию учреждениям
религиозного культа и духовным учебным заведениям
(и. п. 17-6/15-Э от 07.05.84)	 94
15.	О сборе информаций от населения по фактам нерацио¬
нального расходования электроэнергии и -принятии по ним
мер (и. п. 17-6/30-Э от 23.09.81)	 95
16.	Об усилении контроля за оплатой электроэнергии насе¬
лением, проживающим в сельской местности (и. п. 17-6/18-Э
от 10.08.83)	 95
J17. Общие положения о порядке учета и контроля расхода
топлива, электрической и тепловой энергии промышлен¬
ными, транспортными, сельскохозяйственными и коммуналь¬
но-бытовыми предприятиями и организациями ....	96
J 18. О порядке оформления платежных требований на без¬
акцептное списание средств на электрическую и тепловую
* энергию (и. п. 17-6/37-Э от 05.11.81)	 102
J 19. Дополнительный прейскурант № 09-01-1980/11 «Тарифы на
электрическую и тепловую энергию, отпускаемую энерго¬
системами и электростанциями Министерства энергетики 103
I 20. Дополнительный прейскурант № 09-01-1980/14 «Тарифы
на электрическую и тепловую энергию, отпускаемую энер¬
госистемами и электростанциями Министерства энергетики
и электрификации СССР»	105
I 21. О льготах по оплате пользования отоплением и электро¬
энергией (и. п. 17-6/20-Э от 07.06.85)	 106
22. Методические указания по экономическому обоснованию
оптимального уровня надежности электроснабжения про¬
мышленных предприятий	107
J 23. Правила учета отпуска тепловой энергии	151
РАЗДЕЛ ВТОРОЙ
УСТРОЙСТВО ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКИХ УСТАНОВОК
24.	О применении взрывозащищенных электродвигателей
(и. п. 17-6/14-Т от 07.07.82)	 213
25.	Инструкция по учету электроэнергии в энергосистемах 213
26.	Об увеличении межповерочного интервала для однофаз¬
ных электросчетчиков (и. п. 17-6/4-Т от 13.02.84) .... 237
27.	О внесении дополнений в главу 7-1 действующих «Правил
устройства электроустановок» (и. п. "’-6/31-Т от 30.07.84) 239
349

j. 28. Об оснащении зданий н сооружений приборами учета,
системами контроля и автоматического регулирования рас- ■
хода тепловой энергии (н.п. 17-6/21-Т от 11.11.82). . . .	239
РАЗДЕЛ ТРЕТИЙ
ЭКСПЛУАТАЦИЯ ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
И ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ
29.	О лицах, ответственных за электрохозяйство' на предприя¬
тиях хозяйства электрификации и энергетики железных
дорог (и. п. 17-6/11-Т от 30.03.83)	 240
30.	О проведении расследования случаев электротравматизма
в устройствах автоблокирования, контактной сети и РУ
3,3 и 27,5 кВ тяговых подстанций (и. п. 17-6/23-Т от 22.09.83)	241
31.	. О распространении требований, приведенных в таблице 7-3-11
действующих «Правил устройства электроустановок», на
сельсины и тахогенераторы (и. п. 17-6/38-Т от 10.10.84) . . .	241
32.	О запрещении применения кабелей некруглой формы без за¬
полнения для монтажа электроустановок взрывоопасных
зон (и. п. 17-6/49-Т от 05.12.84)		 242
33.	О проведении проверки знаний у руководящих работников
местных Советов депутатов (и. п. 17-6/4-Т от 18.03.82) . . .	243 .
34.	Программа проведения анализа электротравматизма по от¬
раслям промышленности предприятиями энергонадзора
(и. п. 17-6/5-Т от 29.02.84) 		 243
РАЗДЕЛ ЧЕТВЕРТЫЙ
ЭКСПЛУАТАЦИЯ ОБЪЕКТОВ КОТЛОНАДЗОРА
И ПОДЪЕМНЫХ СООРУЖЕНИЙ
35.	Приказ по организации технического надзора за безо¬
пасной эксплуатацией объектов котлонадзора н подъемных
сооружений (и. п. 17-6/33-Т от 19.10.81)	247
36.	О форме паспорта на грузоподъемные краны (и. п. 17-6/1-Т
от 21.01.83)	 261
37.	О требованиях ГОСТ 12.2.058 — 81 «ССБТ. Краны грузо¬
подъемные. Требования к цветному обозначению частей
крана, опасных при эксплуатации» (и. п. 17-6/19-Т от
28.10.82)	 262
38.	О тупиковых упорах (и. п. 17-6/29-Т от 11.11.83) .... 263
39.	Об информационных материалах Бийского котельного за¬
вода (и. п. 17-6/30-Т от 14.11.83)	 263
40.	О порядке осмотра внутренней поверхности коллекторов
водогрейных котлов Дорогобужского котельного завода
(и. п. 17-6/1-Т от 11.01.84)	 272
350

41.	Об установке заглушек в отверстия барабанов котлов
(и. п. 17-6/6-Т от 12.03.84)	 273
42; О внесении изменений и дополнений в «Правила уст¬
ройства и безопасной эксплуатации лифтов» (и. п. 17-6/48-Т
от 04.12.84)	 274
РАЗДЕЛ ПЯТЫЙ
КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
И ПОВЫШЕНИЕ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
43.	Инструкция по системному расчету компенсацйи реактивной
мощности в электрических сетях	276
44.	Указания по проектированию компенсации реактивной
мощности в электрических сетях промышленных пред¬
приятий 	288
45.	Правила применения скидок с тарифа за снижение по
вине энергоснабжающих организаций качества электроэнер¬
гии, отпускаемой потребителям, и надбавок к тарифу
за .снижение качества электроэнергии по вине потреби¬
телей (дополнительный Прейскурант № 09-01-1980/11) . . .	327
46.	Указания по определению экономической эффективности ме¬
роприятий по повышению качества электроэнергии в
электрических сетях промышленных предприятий ....	339

ПРОИЗВОДСТВЕННОЕ ИЗДАНИЕ
ИНСТРУКТИВНЫЕ МАТЕРИАЛЫ
ГЛАВГОСЭНЕРГОНАДЗОРА
Редактор Ю. В. Копытов
Редактор издательства В. И. Митрофанова
Художественные редакторы
Т. А. Дворецкова, О. П. Тинякова
Технический редактор Н. П. Собакина
Корректор И. А. Володяева
ИБ № 1926
Сдано в набор 24.12.85. Подписано в печать 02.06.86. Т-11532. Формат 84 х ІОвѴзг-
Бумага типографская № 2. Гарнитура тайме. Печать высокая. Уел. печ. л. 18,48.
Уел. кр.-отт- 18,64. Уч.-изд. л. 23,6. Тираж 120000 экз. Заказ № 202. Цена 1 р. 40 к.
Энергоатомиздат. 113114, Москва, М-114, Шлюзовая наб., 10
Ордена Октябрьской Революции, ордена Трудового Красного Знамени Ленинградское
производственно-техническое объединение «Печатный Двор» имени А. М. Горького
Союзполиграфпрома при Государственном комитете СССР по делам издательств, по¬
лиграфии и книжной торговли. 197136, Ленинград, П-136, Чкаловский пр., 15.

1 р. 40 к.