РОССИЙСКОЕ
АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО
ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ «ЕЭС РОССИИ»
ТИПОВАЯ
ПРОГРАММА
ПРОВЕДЕНИЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ОБСЛЕДОВАНИЙ
ПОДРАЗДЕЛЕНИЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ АО-ЭНЕРГО
РД 153-34.3-09.166-00
Вводится в действие с 01.06.2000 г.
Разработано Открытым акционерным обществом «Фирма по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей ОРГРЭС»
Исполнители В.И. АНДРИЯКО, Н.А. БРОЕРСКАЯ, В.А. ГРИШИН, Г.Б. МЕЗЕНЦЕВА, Ю.Н. ОРЛОВ, Е.А. РИВИН, Г.Л. ШТЕЙНБУХ
Утверждено Департаментом стратегии развития и научно-технической политики РАО «ЕЭС России» 04.05.2000 г.
Начальник Ю.Н. КУЧЕРОВ
Согласовано с Департаментом государственного энергетического надзора и энергосбережения Министерства топлива и энергетики Российской Федерации 22.04.2000 г.
Начальник Б.П. ВАРНАВСКИЙ
Введено впервые
Настоящая Типовая программа разработана в соответствии с требованиями [1], [2] с учетом специфики эксплуатации электрических сетей АО-энерго и устанавливает отраслевой порядок проведения энергетических обследований сетей.
Типовая программа предназначена для подразделений электрических сетей АО-энерго и энергоаудиторов, осуществляющих энергетическое обследование.
Подразделение (филиал) электрических сетей (ПЭС) - структурная единица АО-энерго.
Показатель энергоэффективности ПЭС - абсолютная и относительная величина потерь электроэнергии в электрических сетях.
Энергоаудитор - юридическое лицо (организация, кроме государственных надзорных органов), осуществляющее энергетическое обследование и имеющее лицензию на производство этих работ.
Расчетный (коммерческий) учет электроэнергии - учет электроэнергии для денежного расчета за нее.
Технический (контрольный) учет электроэнергии - учет электроэнергии для контроля расхода электроэнергии по ПЭС для расчета и анализа потерь электроэнергии в электрических сетях, а также для учета расхода электроэнергии на производственные нужды.
Измерительный комплекс средств учета электроэнергии - совокупность устройств одного присоединения, предназначенных для измерения и учета электроэнергии (трансформаторы тока и напряжения, счетчики электроэнергии, датчики импульсов, сумматоры и линии связи) и соединенных между собой по установленной схеме.
Система учета электроэнергии - совокупность измерительных комплексов, установленных на подстанциях.
АСКУЭ - автоматизированная система контроля и управления потреблением и сбытом электроэнергии.
Отчетные потери электроэнергии - разность между электроэнергией, поступившей в сеть и отпущенной из сети ПЭС за отчетный период в соответствии с формами отчетности 46-ЭС и 5-энерго.
Технические потери электроэнергии - технологический расход электроэнергии на ее транспорт по электрическим сетям, определяемый расчетным путем.
Коммерческие потери электроэнергии - разность между отчетными и техническими потерями.
Нормативные потери электроэнергии - величина технических потерь с учетом погрешности систем измерения электроэнергии.
Мероприятия по снижению потерь электроэнергии - комплекс организационных и технических мероприятий, направленных на снижение потерь электроэнергии в ПЭС с целью их последовательного доведения до нормативного уровня.
Основной единицей обследования в электрических сетях АО-энерго принимается ПЭС. В случае отсутствия отчетности по энергобалансу в ПЭС в качестве единицы обследования принимается АО-энерго (в части электрических сетей).
Энергетические обследования проводятся в целях определения соответствия уровня эксплуатации энергообъектов требованиям нормативно-технической документации, оценки показателя энергоэффективности передачи и распределения электроэнергии, определения возможностей его снижения, разработки и реализации эффективных энергосберегающих мероприятий.
Все ПЭС подлежат обязательному энергетическому обследованию согласно [2], выполняемому региональными (территориальными) управлениями Госэнергонадзора России или энергоаудиторами, имеющими лицензию на производство этих работ.
Настоящая Типовая программа определяет необходимый объем и порядок проведения энергетических обследований ПЭС.
Для оценки эффективности передачи и распределения электроэнергии по электрическим сетям в целом по ПЭС, учитывая специфику их эксплуатации, принимается два вида энергетических обследований ПЭС: первичное и внеочередное.
При проведении энергетического обследования ПЭС с целью определения состояния оборудования и системы учета электроэнергии выборочно намечаются подстанции - представители по всем классам напряжения.
Первичное энергетическое обследование
Первичному энергетическому обследованию подлежат все ПЭС, находящиеся в эксплуатации в соответствии с утвержденным планом проверок, в котором должна быть отражена приоритетная очередность проверки ПЭС с высоким уровнем потерь.
При первичном обследовании проводятся оценка потерь электроэнергии в электрических сетях ПЭС, состояния оборудования, расчетного и технического учета электроэнергии на намеченных подстанциях в соответствии с требованиями [3, 7, 8], сопоставление отчетных потерь электроэнергии с их нормативными значениями и выявляются причины их несоответствия.
По итогам первичного энергетического обследования составляется акт, отражающий результаты проверки, выдаются рекомендации по устранению выявленных нарушений и определяются мероприятия по снижению потерь электроэнергии.
Внеочередное энергетическое обследование
Внеочередное энергетическое обследование проводится в случае необоснованного роста потерь электроэнергии по инициативе руководителя энергоснабжающей организации (АО-энерго), регионального (территориального) управления Госэнергонадзора России, территориальной инспекции по эксплуатации электростанций и сетей (Энерготехнадзора), органа администрации субъекта Российской Федерации, Представительства РАО «ЕЭС России» по управлению акционерными обществами, а также если результаты обследования, проведенного энергоаудитором, вызывают сомнение в их достоверности.
По результатам внеочередного обследования составляется акт, который должен содержать заключение о причинах нарушений и рекомендации по их устранению.
2.1. Ознакомление с организацией работы ПЭС и энергосбыта по учету, расчету и отчетности по потерям электроэнергии (методы, формы, распределение обязанностей, эффективность работы по контролю за снижением потерь).
2.2. Состояние расчетного и технического учета электроэнергии в ПЭС и его соответствие требованиям [3, 8].
2.3. Результаты проверки измерительных цепей трансформаторов тока и напряжения на соответствие нормативным требованиям.
2.4. Организация работы энергосбыта с потребителями по выявлению безучетного электропотребления (хищений), снижению абонентской задолженности, повышению компенсации реактивной мощности и др.
2.5. Оценка балансов активной и реактивной мощности характерных режимов.
2.6. Анализ ограничений, препятствующих реализации режимов с наименьшими потерями.
2.7. Организация работы по анализу балансов электроэнергии на подстанциях (ПС) ПЭС. Количество ПС, где балансы не составляются.
2.8. Структура потерь электроэнергии в соответствии с требованиями [5]. Анализ причин изменения структуры, методы и программы расчета потерь электроэнергии.
2.9. Порядок формирования планов и отчетов о выполнении мероприятий по снижению потерь электроэнергии.
3.1. Проверить эффективность работы основного силового оборудования и собственных нужд подстанций:
уровень загрузки, расчет и учет потерь электроэнергии в силовых трансформаторах, шунтирующих реакторах, трансформаторах собственных нужд (СН);
режимы работы синхронных компенсаторов и батарей статических конденсаторов, резервных трансформаторов СН (нормально включены или отключены), освещения во всех помещениях, устройств вентиляции и электрического отопления помещений и т.д.
3.2. Определить загрузку сетей ПЭС с целью выявления перегруженных линий.
3.3. Проанализировать схемы питания собственных нужд ПС и потребительских КРУ с целью:
проверки выполнения требований нормативно-технической документации в части недопустимости подключения к шинам собственных нужд сторонних потребителей. При выявлении фактов проверить порядок учета электроэнергии по этим линиям и ее списание [7, п. 6.6.3];
оценки правильности учета и списания электроэнергии на собственные и хозяйственные нужды ПС (в случае наличия производственных нужд провести по ним аналогичную проверку) [3, приложения № 1, 4].
3.4. Проверить состояние схем и средств учета электроэнергии согласно [8, п. 1.5.15, 9].
В том числе:
соответствие класса точности расчетных счетчиков требованиям [8, п. 1.5.15];
отсутствие паек в электропроводах к счетчикам расчетного учета [8, п. 1.5.33];
наличие на счетчиках двух пломб: на винте, крепящем кожух счетчика, - пломба госповерителя; на зажимной крышке - пломба энергоснабжающей организации;
соответствие класса точности счетчиков реактивной энергии требованиям [8, п. 1.5.15];
наличие в схемах учета электроэнергии других включенных приборов и устройств, влияющих на точность учета или на приборы учета, включенные в схемы РЗА и т.п.;
нагрузку вторичных обмоток измерительных трансформаторов с определением (инструментально) значений потерь в цепях напряжения расчетных счетчиков и счетчиков технического учета [8, п. 1.5.19];
наличие (утвержденной руководителем) схемы размещения приборов расчетного и технического учета электрической энергии, соответствующей полному вводу электроустановки в эксплуатацию в соответствии с проектом [3, п.п. 10.1; 10.2];
периодичность и объемы калибровки расчетных счетчиков в соответствии с местной инструкцией [3, п.п. 10.11; 10.13; 10.14; 10.15; 10.16].
3.5. Проверить соответствие АСКУЭ основным нормируемым метрологическим характеристикам [10].
3.6. Проконтролировать достоверность учета электроэнергии по фактическому и допустимому небалансам, а также анализа расчетов предела допустимой относительной погрешности [3, п.п. 4.9 - 4.11].
3.7. Проверить помещения и температурный режим в них, где установлены приборы учета (не ниже 0 °С, не выше 40 °С).
3.8. Проверить соответствие класса точности трансформаторов тока и напряжения для присоединения расчетных счетчиков (не более 0,5). При первичном обследовании ПЭС проверить реальную погрешность ТТ для коммерческого учета на всех присоединениях.
4.1. Провести анализ отчетных и технических (расчетных) потерь электроэнергии за последние три года как в целом за год, так и поквартально.
Технические (расчетные) потери электроэнергии в электрических сетях в соответствии с [5] включают в себя «переменные» или «нагрузочные» потери, зависящие от нагрузки линий и силовых трансформаторов, и «условно-постоянные» потери, не зависящие от нагрузки.
4.2. Провести анализ методики и программы расчета технических потерь электроэнергии и их соответствие требованиям [5].
4.3. Провести оценку коммерческих потерь электроэнергии. Коммерческая составляющая потерь электроэнергии характеризует деятельность энергосбыта по сбору информации о полезном отпуске электроэнергии и ее оплате. Она включает в себя такие факторы, как неодновременное снятие показаний счетчиков, погрешности систем учета, безучетное пользование электроэнергией (в том числе хищения) и др.
В соответствии с [3] анализировать деятельность ПЭС следует путем определения фактического и допустимого небалансов электроэнергии за отчетный период (квартал, год). Если значение фактического небаланса превышает его допустимое значение, это означает, что имеют место коммерческие потери электроэнергии и следует рекомендовать персоналу ПЭС выявить причины этого и принять меры по их устранению. Для этого необходимо в первую очередь проверить соответствие фактического и допустимого небалансов по крупным подстанциям. Формулы определения небалансов приведены в [3].
4.4. Провести анализ нормативной характеристики потерь электроэнергии (НХПЭ), которая представляет собой зависимость потерь электроэнергии от факторов на них влияющих. В основу этой зависимости должны быть положены расчеты технических потерь электроэнергии в соответствии с [5]. Отразить в акте, кем и по какой методике разработана используемая НХПЭ.
4.5. Провести анализ выполненных мероприятий по снижению потерь электроэнергии [6], в том числе организационных, технических, и мероприятий по совершенствованию систем расчетного и технического учета электроэнергии (за последние три года и на плановый период):
определить номенклатуру и количество выполненных и планируемых мероприятий;
определить динамику удельного эффекта от выполнения мероприятий по снижению потерь электроэнергии (тыс. кВт-ч на единицу измерения в год);
определить эффективность выполненных мероприятий (% значения потерь электроэнергии);
проанализировать деятельность энергосбыта по выявлению безучетного потребления электроэнергии, внедрению АСКУЭ и других работ по снижению потерь;
дать рекомендации по дополнительному снижению потерь электроэнергии в ПЭС на основании проведенного анализа потерь электроэнергии и выполненных мероприятий по их снижению.
Персонал обследуемых ПЭС и подстанций обязан оказывать содействие проведению обследования, а именно:
5.1. Предварительно до начала обследования подготовить справку в соответствии с разд. 2 настоящей Типовой программы и заполнить форму, приведенную в приложении.
5.2. Обеспечить доступ аудиторов к обследуемым объектам.
5.3. Назначить лицо, ответственное за проведение энергетического обследования.
5.4. Представить необходимую техническую документацию.
По завершении энергетического обследования региональные (территориальные) управления Госэнергонадзора России или энергоаудиторы оформляют акт о проведении энергетического обследования с приложениями:
баланс электроэнергии по ПЭС за отчетный период;
энергетический паспорт по выборочным подстанциям;
рекомендации по снижению потерь электроэнергии. В результатах энергетического обследования должно быть проанализировано значение потерь электроэнергии, раскрыты причины выявленных нарушений в организации технического и коммерческого учета электроэнергии, предложены технические и организационные мероприятия по снижению потерь электроэнергии с указанием их прогнозируемого значения в результате внедрения мероприятий, а при необходимости внесены изменения в энергетический паспорт ПС.
Акты по результатам проведенных энергетических обследований подписываются уполномоченными аудиторами и представителями ПЭС. После подписания актов в них запрещается вносить изменения и дополнения. При наличии разногласий по содержанию актов окончательное решение принимает энергоаудитор, а представитель ПЭС вправе изложить свое собственное мнение, которое прилагается к акту. Акт доводится до сведения руководителя организации, эксплуатирующей энергообъект, который им подписывается. В случае его отказа от подписи в акте энергетического обследования делается соответствующая запись.
Энергоаудитор передает полный акт о проведенном энергетическом обследовании не менее чем в двух экземплярах в ПЭС, а в десятидневный срок после подписания акта о проведенном энергетическом обследовании - региональному (территориальному) управлению Госэнергонадзора России.
Региональное (территориальное) управление Госэнергонадзора России обобщает результаты энергетических обследований по поднадзорной территории и передает оформленные обобщенные результаты в вышестоящие органы: в Департамент государственного энергетического надзора и энергосбережения Минтопэнерго России, в региональные представительства РАО «ЕЭС России», в отдел энергосбережения Департамента стратегии развития и научно-технической политики РАО «ЕЭС России», Департамент финансового аудита РАО «ЕЭС России» и администрации субъектов Российской Федерации.
В указанном документе следует отразить результаты проверки в соответствии с п. 1.2 настоящей Типовой программы. Отчет должен содержать подробную информацию о проведенной работе.
№ п.п. |
Номера счетчиков: расчетных, технических |
Наименование объектов учета |
Показание счетчиков |
Разность показаний счетчиков за месяц |
Коэффициент счетчиков |
Количество электроэнергии, учтенной счетчиком, тыс. кВт-ч |
Примечание |
|
на 0 ч 1-го числа текущего месяца |
на 0 ч 1-го числа истекшего месяца |
|||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
I. Поступило электроэнергии от АО-энерго и других собственников (РАО «ЕЭС России», другие АО-энерго)
1 |
||||||||
2 |
||||||||
m1 |
Всего по разд. I ______,
где m1 - количество точек учета, фиксирующих поступление электроэнергии в сети ПЭС.
1 |
||||||||
2 |
||||||||
m2 |
Всего по разд. II ______,
где m2 - количество точек учета, фиксирующих отпуск электроэнергии в сети других собственников.
III. Полезный отпуск потребителям, включая хозяйственные нужды
Обозначение |
Количество точек учета |
Суммарное количество электроэнергии |
n1 n3 n |
Всего по разд. III ______,
где nl - число точек учета однофазных потребителей;
n3 - число точек учета трехфазных потребителей;
n = n1 + n3.
IV. Производственные нужды (по данным энергосбыта)
Всего ______ тыс. кВт-ч.
V. Отчетные относительные потери электроэнергии в сети ПЭС
VI. Технические потери электроэнергии в сети ПЭС
Определяются расчетным путем ______________
VII. Допустимый небаланс
Определяется в соответствии с [3] ____________ %.
VIII. фактический баланс электроэнергии по ПЭС
1. Поступило в сети ПЭС, всего (I)___________________________________________
2. Технические потери электроэнергии в сети ПЭС, всего (VI) ___________________
___________________________________________________________________________
3. Полезный отпуск электроэнергии потребителям и отпуск другим собственникам, всего (I + III)
___________________________________________________________________________
4. Производственные нужды (IV) ___________________________________________
5. Фактический небаланс _________________________
6. Коммерческие потери, % к отчетному значению потерь ______________________
7. Допустимый небаланс (доля коммерческих потерь от допустимой погрешности учета электроэнергии) (VII), % ________________________________________________
6.3. Содержание и порядок составления энергетического паспорта электросетевого объекта
УТВЕРЖДАЮ:
Главный инженер ПЭС
«__» ____________ 2000 г.
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ПАСПОРТ ПОДСТАНЦИИ ___________________________________________________________________________ наименование ПЭС, ПС Составлен на основании результатов энергетического обследования, проведенного _________________________ наименование организации, проводившей обследования с __________ по _________ г. Начальник ПС
Аудитор организации, проводившей энергетические обследования ________________________ __________________ ________________ ______________ наименование организации ф. и. о. подпись дата ___________________________________________________________________________ полное наименование подразделения и его адрес ___________________________________________________________________________ вид собственности __________________________________________________________________________ наименование вышестоящей организации ___________________________________________________________________________ ф. и. о. руководителя ___________________________________________________________________________ телефон __________________________________________________________________________ код электронной почты |
1. Характеристика ПС
1.1. Год пуска в эксплуатацию основного оборудования по группам (очередям)
1.2. Характеристика схем электрических соединений ПС
1.2.1. Характеристика главных схем электрических соединений ПС (класс напряжения, тип главной схемы, количество отходящих линий, трансформаторов и автотрансформаторов связи с энергосистемой, наличие шунтирующих реакторов, синхронных компенсаторов, вид исполнения распределительных устройств и т.п.).
1.2.2. Характеристика схем собственных нужд ПС.
1.3. Перечень основного электротехнического оборудования с краткой технической характеристикой (трансформаторы и автотрансформаторы, трансформаторы тока и напряжения, реакторы, синхронные компенсаторы и т.п.).
Номер по схеме |
Наименование оборудования |
Тип |
Основные технические характеристики |
Примечание (режим работы оборудования) |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
Силовые трансформаторы |
DПхх |
|||
Трансформаторы тока |
Класс точности |
|||
Трансформаторы напряжения |
Класс точности |
|||
Реакторы |
DП р |
|||
Синхронные компенсаторы |
DП ск |
|||
БСК |
DП бск, |
1.4. Баланс электроэнергии на ПС (типовая форма)
№ п.п. |
Номера счетчиков: расчетных, технических |
Наименование объектов учета |
Показание счетчиков |
Разность показаний счетчиков |
Коэффициент счетчиков |
Количество электроэнергии, учтенной счетчиком, тыс. кВт-ч |
Примечание |
|
на 0 ч 1-го числа текущего месяца |
на 0 ч 1-го числа истекшего месяца |
|||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
I. Поступило от АО-энерго и других собственников (РАО «ЕЭС России», другие АО-энерго)
1 |
||||||||
2 |
||||||||
3 |
Всего по разд. I ______
№ п.п. |
Номера счетчиков: расчетных, технических |
Наименование объектов учета |
Показание счетчиков |
Разность показаний счетчиков за месяц |
Коэффициент счетчиков |
Количество электроэнергии, учтенной счетчиком, тыс. кВт-ч |
Примечание |
|
на 0 ч 1-го числа текущего месяца |
на 0 ч 1-го числа истекшего месяца |
|||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
II. Расход на собственные нужды
1 |
||||||||
2 |
||||||||
3 |
Всего по разд. II __________________
III. Расход на хозяйственные нужды
1 |
||||||||
2 |
||||||||
3 |
Всего по разд. III __________________
IV. Расход на производственные нужды
1 |
||||||||
2 |
||||||||
3 |
Всего по разд. IV. _________________________
V. Отпуск электроэнергии потребителям
1 |
||||||||
2 |
||||||||
3 |
Всего по разд. V _______________
1 |
||||||||
2 |
||||||||
3 |
Всего по разделу VI ________________
VII. Потери электроэнергии в понижающих трансформаторах
Определяются расчетным путем на основе графиков нагрузки и технических данных трансформаторов _____________________________________________
VIII. Допустимый небаланс
Определяется в соответствии с [3] __________________ % ______________________
IX. Баланс электроэнергии на подстанции
1. Поступило на шины, всего (I) ____________________________________________
2. Расход электроэнергии на подстанции,
всего (II + III) __________________________________________________________
3. Отпуск электроэнергии потребителям
и в АО-энерго, всего (V + VI) _____________________________________________
4. Фактический небаланс - 100 %
5. Допустимый небаланс (VIII), % _________________________________________
6. Отпуск электроэнергии с шин подстанции,
всего (I - II) ___________________________________________________________
В том числе по классам напряжения: _______________________________________
Показатель |
г. |
г. |
г. |
|||
1 |
2 |
3 |
4 |
|||
1. Отпуск электроэнергии в сеть, млн. кВт-ч (форма 46-ЭС) |
||||||
2. Потери электроэнергии, млн. кВт-ч (форма 46-ЭС) |
||||||
3. Нормативные потери электроэнергии |
Млн. кВт-ч |
|||||
% |
||||||
4. Технические потери |
Условно-постоянные |
|||||
электроэнергии, млн. кВт-ч |
Нагрузочные |
|||||
5. Фактический эффект от выполнения мероприятий по снижению потерь электроэнергии с учетом переходящего эффекта, тыс. кВт-ч |
||||||
6. Фактическая эффективность от выполнения мероприятий, % значения потерь электроэнергии |
||||||
7. Количество трансформаторов и автотрансформаторов с РПН, шт./МВ-А |
35 кВ |
|||||
110 кВ |
||||||
220 кВ |
||||||
330 кВ |
||||||
500 кВ |
||||||
8. То же с установленными автоматическими регуляторами коэффициента трансформации (АРКТ), шт./МВ-А |
35 кВ |
|||||
110 кВ |
||||||
220 кВ |
||||||
330 кВ |
||||||
500 кВ |
||||||
9. Количество трансформаторов и автотрансформаторов с РПН с действующими АРКТ, шт./МВ-А |
35 кВ |
|||||
110 кВ |
||||||
220 кВ |
||||||
330 кВ |
||||||
500 кВ |
||||||
10. Установленная реактивная мощность |
ПЭС |
БСК |
||||
компенсирующих устройств, Мвар |
СК |
|||||
У потребителей |
||||||
11. Ввод компенсирующих устройств |
ПЭС |
|||||
У потребителей |
||||||
12. Коэффициент использования средств |
БСК |
|||||
компенсации реактивной мощности в режиме |
СК |
|||||
наибольших нагрузок (Qфакт/Qуст) |
Генераторы в режиме СК |
|||||
13. Уровень компенсации реактивной мощности |
||||||
14. Количество абонентов |
Всего |
|||||
В том числе бытовых |
||||||
15. Количество счетчиков |
Трехфазных |
|||||
Однофазных |
||||||
16. Количество автоматизированных систем учета электроэнергии (АСКУЭ) |
Получено |
|||||
Установлено |
||||||
В работе |
||||||
17. Количество счетчиков с просроченными сроками госповерки |
Трехфазных |
|||||
Однофазных |
||||||
18. Количество безучетных потребителей |
||||||
19. Учет электропотребления на собственные нужды подстанций |
Необходимое количество счетчиков |
|||||
В том числе установленных |
||||||
20. Учет электропотребления на хозяйственные нужды ПС |
Необходимое количество счетчиков |
|||||
В том числе установленных |
||||||
21. Работа по выявлению хищений электроэнергии |
Количество проверенных счетчиков |
|||||
Составлено актов: шт. тыс. кВт-ч |
||||||
Сумма взыскиваемых штрафов |
||||||
1. Федеральный закон «Об энергосбережении» от 3 апреля 1996 г. № 28-ФЗ.
3. Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении: РД 34.09.101-94. - М.: СПО ОРГРЭС, 1995.
4. Справочник по проектированию электроэнергетических систем. Под ред. С. С. Рокотяна и И. М. Шапиро. - М.: Энергоатомиздат, 1985.
7. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации: РД 34.20.501-95. - М.: СПО ОРГРЭС, 1996.
8. Правила устройства электроустановок, 6-е изд. - М.: Энергоатомиздат, 1985.
9. Типовая методика выполнения измерений количества электрической энергии: РД 34.11.333-97. - М.: АО ВНИИЭ, 1997.
СОДЕРЖАНИЕ