Портал по тригенерации, когенерации и мини-ТЭЦ

УДК 621.311.1

РОССИЙСКОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ «ЕЭС РОССИИ»

ДЕПАРТАМЕНТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

Рекомендации по организации учета и анализа отключений в воздушных электрических сетях напряжением 0,38-20 кВ

РАЗРАБОТАНО АО "Фирма ОРГРЭС"

ИСПОЛНИТЕЛИ О.А. Терешко, Е.М. Касьяненко

УТВЕРЖДЕНО Департаментом электрических сетей РАО "ЕЭС России" 15.12.93 г.

Заместитель начальника Ю.А. Дементьев

СОГЛАСОВАНО с Генеральной инспекцией по эксплуатации электростанций и сетей 14.12.93 г.

Главный инженер А.Д. Щербаков

Настоящие Рекомендации разработаны во исполнение требования п. 6.7 "Инструкции по расследованию и учету технологических нарушений в работе электростанций, сетей и энергосистем: РД 34.20.801-93" (М СПО ОРГРЭС, 1993) и предназначены для руководителей энергообъединений, предприятий (районов, участков) электрических сетей, инженерно-технического и оперативного персонала, осуществляющих эксплуатацию ВЛ 0,38-20 кВ и ТП 6-20/0,4 кВ.

С выходом настоящих Рекомендаций утрачивают силу "Указания по заполнению ведомостей нарушений в воздушных распределительных сетях напряжением 0,4-20 кВ Министерства энергетики и электрификации СССР" (М.: СПО Союэтехэнерго, 1984).

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1. Основная цель учета и анализа отключений - информационное обеспечение энергопредприятий для выполнения расчетов технико-экономических показателей (определение фактических значений показателей надежности, расчет потребности электросетевых подразделений в трудовых, материальных и финансовых ресурсах для производства ремонтно-эксплуатационных работ, планирования мероприятий по повышению надежности электрических сетей и т.п.). Использование фактических значений показателей надежности для морального или материального стимулирования персонала путем сравнения с аналогичными показателями за прошлый год не рекомендуется.

1.2. Первичный учет отключений ведется в оперативной документации РЭС (УЭС). Рекомендуемый объем информации (по каждому отключению), передаваемой по телефону в ПЭС для проведения анализа, изложен в разд. 2, 3.

1.3. Не рекомендуется передавать из ПЭС в энергосистему по телефону информацию о каждом отключении в сетях 6-20 к В.

2. УЧЕТ ОТКЛЮЧЕНИЙ В СЕТЯХ 6-20 кВ

Рекомендуется вести учет всех видов отключений, как внезапных (осуществляемых устройствами релейной защиты и автоматики), так и преднамеренных (осуществляемых оперативным или ремонтным персоналом).

2.1. Учет внезапных отключений

2.1.1. Рекомендуется регистрировать отключения следующих объектов:

ВЛ 6-20 кВ (отключения коммутационных аппаратов в линейной ячейке ПС 35 кВ и выше);

участков ВЛ 6-20 кВ (отключения секционирующих аппаратов на ВЛ, управляемых автоматически):

ТП 6-20/0,4 кВ и РП 6-20 кВ (срабатывания предохранителей 6-20 кВ или отключения коммутационных аппаратов на ТП и РП, управляемых автоматически);

производственных сельскохозяйственных потребителей при внезапных отключениях ВЛ, ТП и РП (при условии внедрения на энергопредприятии системы договорной экономической ответственности (СДЭО)) за надежность электроснабжения сельскохозяйственных потребителей в соответствии с "Рекомендациями по применению скидок (надбавок) к тарифу на электрическую энергию за надежность электроснабжения сельскохозяйственных потребителей и установления штрафов за внезапные отключения сельскохозяйственных потребителей: РД 34.20.582-90." - М.: СПО ОРГРЭС, 1991.

2.1.2. При отключении ВЛ рекомендуется регистрировать следующую информацию:

наименование РЭС;

наименование ПС 35 кВ и выше;

наименование ВЛ;

год, месяц, день, час и минуты отключения;

год, месяц, день, час и минуты включения;

наименование вида отключения (классификатор видов отключений приведен в приложении 1);

количество отключенных ТП, шт.;

суммарную установленную мощность отключенных ТП, кВ×А;

расчетный недоотпуск электроэнергии, кВт×ч;

наименование причины отключения (классификатор причин отключений приведен в приложении 2);

работу устройств телесигнализации на ДП РЭС;

наименование вида поврежденного элемента (классификатор видов элементов приведен в приложении 3);

количество поврежденных элементов данного вида, шт.;

стоимость ремонта, руб.

2.1.3. При отключении участков ВЛ рекомендуется регистрировать информацию, предусмотренную п. 2.1.2, и дополнительно диспетчерский номер коммутационного аппарата, отключившего данный участок.

2.1.4. При отключении ТП или РП рекомендуется регистрировать информацию, предусмотренную п. 2.1.2 (указывается диспетчерское наименование ВЛ 6-20 кВ, к которой подключена отключившаяся ТП или РП при нормальной схеме электроснабжения), и дополнительно диспетчерский номер коммутационного аппарата, отключившего данную ТП (РП).

2.1.5. При отключении производственных сельскохозяйственных потребителей рекомендуется регистрировать следующую информацию:

наименования РЭС, ПС 35 кВ и выше, наименования отключившихся ВЛ (участка ВЛ), ТП, к которым подключен данный потребитель при нормальной схеме электроснабжения;

наименование вида отключения;

наименование причины отключения;

год, месяц, день, час и минуты отключения;

год, месяц, день, час и минуты включения;

наименования хозяйства (абонента), населенного пункта и потребителя.

2.2. Учет преднамеренных отключений

2.2.1. Рекомендуется регистрировать отключения объектов, предусмотренных п. 2.1.1.

2.2.2. При отключении ВЛ рекомендуется регистрировать следующую информацию:

наименования РЭС, ПС и ВЛ;

год, месяц, день, час и минуты отключения;

год, месяц, день, час и минуты включения;

наименование вида отключения;

количество отключенных ТП, шт.;

суммарная установленная мощность отключенных ТП, кВ×А;

расчетный недоотпуск электроэнергии, кВт×ч.

2.2.3. При отключении участков ВЛ рекомендуется регистрировать информацию, предусмотренную п. 2.2.2, и дополнительно диспетчерский номер коммутационного аппарата, которым отключен данный участок.

2.2.4. При отключении ТП или РП рекомендуется регистрировать информацию, предусмотренную п. 2.2.2 (указывается диспетчерское наименование ВЛ, к которой подключена отключенная ТП или РП при нормальной схеме электроснабжения), и дополнительно диспетчерский номер коммутационного аппарата, которым отключена данная ТП (РП).

2.2.5. При отключении производственных сельскохозяйственных потребителей рекомендуется регистрировать следующую информацию:

наименования РЭС, ПС, ВЛ (к которым подключен данный потребитель при нормальной схеме электроснабжения);

год, месяц, день, час и минуты отключения;

год, месяц, день, час и минуты включения;

наименования хозяйства (абонента), населенного пункта и потребителя.

3. УЧЕТ ОТКЛЮЧЕНИЙ В СЕТЯХ 0,38 кВ

Рекомендуется вести учет всех видов отключений, как внезапных (осуществляемых линейными предохранителями или автоматическими выключателями на ТП), так и преднамеренных (осуществляемых оперативным или ремонтным персоналом).

3.1. Учет внезапных отключений

3.1.1. Рекомендуется регистрировать следующую информацию при отключении ВЛ:

наименование РЭС;

наименование хозяйства (абонента);

наименование населенного пункта;

диспетчерский номер ТП и ВЛ;

год, месяц, день, час и минуты поступления информации об отключении на ДП РЭС;

год, месяц, день, час и минуты включения;

наименование вида отключения (см. приложение 1);

наименование причины отключения (см. приложение 2);

наименование вида поврежденного элемента (см. приложение 3);

количество поврежденных элементов данного вида, шт.;

стоимость ремонта, руб.

3.2. Учет преднамеренных отключений

3.2.1. Рекомендуется регистрировать следующую информацию при отключении ВЛ:

наименования РЭС, хозяйства (абонента), населенного пункта, диспетчерский номер ТП и ВЛ;

год, месяц, день, час и минуты отключения;

год, месяц, день, час и минуты включения;

наименование вида отключения.

4. АНАЛИЗ ОТКЛЮЧЕНИЙ В СЕТЯХ 6-20 кВ

Анализ отключений рекомендуется производить не реже одного раза в три месяца по нарастающему итогу в службах распределительных сетей ПЭС и энергосистем.

4.1. Служба распределительных сетей ПЭС

Объектом анализа является каждая ВЛ и каждый РЭС.

4.1.1. По каждой ВЛ рекомендуются следующие стандартные формы анализа (пример приведен в приложении 4):

общие сведения о всех видах отключений ВЛ 6-20 кВ;

анализ последствий внезапных отключений ВЛ 6-20 кВ.

Основная цель данных форм - анализ повторяемости отключений ВЛ с вычислением фактических значений показателей надежности (количества отключений на 100 км ВЛ, средней продолжительности одного отключения, среднего простоя ТП при одном отключении и среднего недооптуска электроэнергии при одном отключении) по каждой ВЛ и в среднем по РЭС.

4.1.2. В целом по РЭС рекомендуются следующие стандартные формы анализа (пример приведен в приложении 5):

сводный анализ всех видов отключений ВЛ 6-20 кВ;

сводный анализ по группам причин внезапных отключений ВЛ 6-20 кВ;

сводный анализ повреждений элементов ВЛ 6-20 кВ.

4.2. Служба распределительных сетей энергосистем

Объектом анализа является каждый РЭС и ПЭС.

4.2.1. По каждому РЭС рекомендуется использовать стандартные формы анализа, приведенные в приложении 4 (вместо графы "Наименование ВЛ" следует ввести графу "Наименование РЭС").

4.2.2. По каждому ПЭС в целом рекомендуется использовать стандартные формы анализа, приведенные в приложении 5.

5. АНАЛИЗ ОТКЛЮЧЕНИЙ В СЕТЯХ 0,38 кВ

Анализ отключений рекомендуется производить не реже одного раза в три месяца по нарастающему итогу только в службах распределительных сетей ПЭС.

Объектом анализа является каждый населенный пункт и каждый РЭС.

5.1.1. По каждому населенному пункту рекомендуется следующая стандартная форма анализа: общие сведения о всех видах отключений ВЛ 0,38 кВ (приложение 6).

Основная цель данной формы - анализ повторяемости отключений ВЛ с вычислением фактических значений показателей надежности (количества отключений на 400 км ВЛ и средней продолжительности одного отключения) по каждому населенному пункту и в среднем по РЭС.

5.1.2. В целом по РЭС рекомендуется использовать сводный анализ всех видов отключений ВЛ 0,38 кВ (приложение 7).

6. ПЕРЕДАЧА ИНФОРМАЦИИ ИЗ ПЭС В ЭНЕРГОСИСТЕМУ

6.1. Рекомендуется информацию об отключениях передавать ежемесячно по форме ПМ-31 (приложение 8).

Приложение 1

КЛАССИФИКАТОР ВИДОВ ОТКЛЮЧЕНИЙ

Код Вид отключения
10 Внезапное с неуспешным ручным повторным включением (РПВ)
11 Внезапное с успешным РПВ
12 Внезапное с успешным АПВ
19 Прочие внезапные отключения
20 Преднамеренное для проведения капитального ремонта
21 Преднамеренное по заявкам СМО
22 Преднамеренное по заявкам потребителей
23 Преднамеренное для устранения замыкания на землю
29 Прочие преднамеренные отключения

Приложение 2

КЛАССИФИКАТОР ПРИЧИН ОТКЛЮЧЕНИЙ

Код Причина отключения
Недостатки эксплуатации
010 Отключение разъединителей под нагрузкой, включение на закоротку
020 Другие ошибочные действия персонала
040 Нарушение сроков и объемов ремонтов или профилактических испытаний
050 Невыполнение директивных указаний по устранению аварийных очагов, эксплуатация дефектного оборудования
060 Недопустимая перегрузка
090 Прочие
Потребительские отключения
101 Повреждение оборудования абонента
Дефекты ремонта
210 Дефекты сварки, пайки, опрессовки
220 Попадание посторонних предметов
230 Установка деталей и узлов из материала, не соответствующего проекту (или низкого качества)
280 Нарушение технологии ремонта
290 Прочие дефекты ремонта
Дефекты монтажа, транспортирования и хранения
310 Нарушение правил транспортирования и хранения
330 Применение конструкций, материалов, не соответствующих проекту
340 Дефекты заделки в грунте и установки на фундаменте
350 Несоблюдение проектных разработок
360 Попадание посторонних предметов
370 Механические повреждения
390 Прочие дефекты монтажа
Недостатки проектирования
410 Неправильный выбор расчетных условий работы оборудования в условиях эксплуатации
420 Неправильный выбор типов или параметров оборудования
430 Выбор оборудования, не соответствующего требованию к коррозионной стойкости
440 То же требованию пожаробезопасности
480 Неправильный выбор габаритных размеров
490 Прочие
Дефекты конструкции и изготовления
510 Дефекты заводской сварки, армирования
520 Нарушение технологии изготовления
540 Применение материалов, не соответствующих проекту
550 Наличие местного дефекта (воздушные включения в изоляцию и пр.)
560 Дефекты конструкции
570 Сколы железобетона, оголение арматуры
590 Прочие дефекты изготовления
Изменение материалов в процессе эксплуатации
610 Коррозия
640 Старение изоляции
650 Загнивание древесины
690 Прочие
Влияние климатических условий
710 Атмосферные перенапряжения (гроза)
720 Скорость ветра выше расчетной
730 Толщина гололеда (мокрый снег) выше расчетной
740 Гололед со скоростью ветра выше расчетной
750 Загрязнение, засорение, увлажнение
760 Наводнение, ледоход
770 Землетрясение, сели, оползни, обвалы, осадка, вспучивание грунта
780 Температурные атмосферные воздействия
790 Прочие
Нерасчетные режимы
810 Коммутационные перенапряжения
830 Повышенная вибрация ВЛ, механические колебания проводов ВЛ
840 Пляска проводов ВЛ
850 Токи перегрузки или КЗ
890 Прочие
Посторонние воздействия
910 Перекрытия птицами и животными
920 Наезд транспорта и высокогабаритных машин
930 Наброс, бой изоляторов, прострел, демонтаж элементов
940 Пожар
950 Падение деревьев, приближение деревьев
990 Прочие
??? Причина не выяснена

Приложение 3

КЛАССИФИКАТОР ВИДОВ ЭЛЕМЕНТОВ

Код Наименование
100 Поврежденные элементы отсутствуют
Элементы опор
101 Крепление в грунте деревянной приставки
106 Крепление в грунте железобетонной приставки
109 Крепление в грунте прочих приставок
111 Крепление в грунте деревянной опоры без приставки
116 Крепление в грунте железобетонной опоры
119 Крепление в грунте прочих опор
121 Деревянная приставка
122 Железобетонная приставка
129 Прочие приставки
130 Крепление стойки к приставке (бандаж, хомут)
141 Деревянная опора без приставки
151 Деревянная стойка на деревянной приставке
161 Деревянная стойка на железобетонной приставке
171 Железобетонная опора
180 Прочие стойки и опоры
191 Траверса
199 Прочие элементы опор
Изоляторы
201 ШФ10-Г
202 ШФ20-В
209 Прочие фарфоровые
211 ШС10-Г
219 Прочие стеклянные
2?? Неизвестен
Крепления проводов
301 Одинарная проволочная вязка
302 Двойная проволочная вязка
311 Зажим ЗАК-10
390 Прочие способы крепления
Провода (кабели)
401 Стальной 16 мм
402 Стальной 25 мм
403 Стальной 35 мм
40? Стальной неизвестного сечения
411 Алюминиевый 16 мм
412 Алюминиевый 25 мм
413 Алюминиевый 35 мм
414 Алюминиевый 50 мм
415 Алюминиевый 70 мм
416 Алюминиевый 95 мм
417 Алюминиевый 120 мм
41? Алюминиевый неизвестного сечения
421 Сталеалюминиевый 16 мм
422 Сталеалюминиевый 25 мм
423 Сталеалюминиевый 35 мм
424 Сталеалюминиевый 50 мм
425 Сталеалюминиевый 70 мм
426 Сталеалюминиевый 95 мм
427 Сталеалюминиевый 120 мм
429 Сталеалюминиевый неизвестного сечения
451 Кабель АСБ-10/50
471 Концевая муфта кабеля
4?? Неизвестен
Коммутационные аппараты на ВЛ
501 Разъединитель РЛНД-10
511 Масляный выключатель
5?? Неизвестен
Разрядники на ВЛ
601 Вентильный
611 Трубчатый
6?? Неизвестен
Оборудование ТП
700 Выносной разъединитель
710 Шлейф спуска к ТП
720 Проходной изолятор
730 Разрядник
740 Предохранитель 10 кВ
750 Силовой трансформатор
760 Вводной АВ 0,4 кВ
770 Сборные шины 0,38 кВ
780 Головной АВ ВЛ 0,38 кВ
790 Прочие элементы
7?? Неизвестно
Прочее элементы ВЛ
901 Указатель поврежденного участка

Приложение 4

СТАНДАРТНЫЕ ФОРМЫ АНАЛИЗА ОТКЛЮЧЕНИЙ ПО КАЖДОЙ ВЛ 6-20 кВ

РЭС: Даниловский Отчетный период: с января 1991 г.

по март 1991 г.

1. Общие сведения о всех видах отключений

№ п.п. Наименование ВЛ Протяженность ВЛ по трассе, км Количество всех видов отключений ВЛ Количество внезапных отключении ВЛ Количество преднамеренных отключений ВЛ
Всего На 100 км ВЛ Всего На 100 км ВЛ Всего На 100 км ВЛ
1 ПС "Даниловская"

35/10 кВ, ВЛ № 5

40 1 2,50 1 2,50 0 0,00
2 ПС "Сетка"

110/10 кВ,

ПС "Насосная"

5 2 40,00 1 20,00 1 20,00
Итого по РЭС 222 3 1,4 2 0,90 1 0

2. Анализ последствий внезапных отключений

№ п.п. Наименование ВЛ Суммарные значения за данный период Средине значения на одно отключение
Количество отключенных ТП, шт. Установленная мощность отключенных ТП, кВ×А Продолжительность отключений, ч. мин Простой ТП, кВ×А×ч Недоотпуск электроэнергии, кВт×ч Продолжительность отключений, ч. мин Простой ТП, кВ×А×ч Недоотпуск электроэнергии, кВт×ч
1 ПС "Даниловская"

35/10 кВ, ВЛ № 5

17 1700 3,50 6516 3102 3,50 6516 3102
2 ПС "Сетка"

110/10 кВ,

ПС "Насосная"

6 1300 5,00 3600 1714 2,30 1800 857
Итого по РЭС 23 3000 8,50 10116 4816 2,57 3372 1605

Приложение 5

СТАНДАРТНЫЕ ФОРМЫ АНАЛИЗА ОТКЛЮЧЕНИЙ ВЛ 6-20 кВ В ЦЕЛОМ ПО РЭС

РЭС: Даниловский Отчетный период: с января 1991 г.

по март 1991 г.

1. Сводный анализ всех видов отключений

№ п.п. Наименование показателя Значение показателя
1 Абсолютное количество отключений 3
2 Относительное количество отключений, откл/100 км 1,35
3 Суммарное количество отключенных ТП 6-20/0,4 кВ, шт. 23
4 Суммарная установленная мощность отключенных ТП 6-20/0,4 кВ, кВ×А 3000
5 Суммарная продолжительность отключений, ч. мин 8,50
6 Суммарный простой отключенных ТП 6-20/0,4 кВ, кВ×А×ч 10116
7 Суммарный недоотпуск электроэнергии, кВт×ч 4816
8 Среднее количество отключенных ТП 6-20/0,4 кВ, шт/откл 7,67
9 Средняя установленная мощность отключенных ТП 6-20/0.4 кВ, кВ×А/откл 1000,00
10 Средняя продолжительность отключения, ч. мин/откл 2,57
11 Средний простой отключенных ТП 6-20 кВ, кВ×А×ч/откл 3372
12 Средний недоотпуск электроэнергии, кВт×ч/откл 1605

2. Сводный анализ по группам причин внезапных отключений

№ п.п. Наименование группы причин отключения Абсолютное количество отключения, ед. Относительное количество отключений, %
1 Недостатки эксплуатации 0 0,00
2 Дефекты ремонта 2 100,00
3 Дефекты монтажа, транспортирования и хранения 0 0,00
4 Недостатки проектирования 0 0,00
5 Дефекты конструкции и изготовления 0 0,00
6 Изменение материалов в процессе эксплуатации 0 0,00
7 Влияние климатических условий 0 0,00
8 Нерасчетные режимы 0 0,00
9 Посторонние воздействия 0 0,00
10 Причина не выяснена 0 0,00
11 Повреждение оборудования на балансе абонента 0 0,00
12 Итого 2 100,00

3. Сводный анализ повреждений элементов

№ п.п. Наименование показателя Значение показателя
1 Количество поврежденных элементов опор, шт. 0
2 Коэффициент повреждаемости элементов опор, промилле 0,00
3 Количество поврежденных изоляторов, шт. 0
4 Коэффициент повреждаемости изоляторов, промилле 0,00
5 Количество поврежденных креплений проводов, шт. 0
6 Коэффициент повреждаемости креплений проводов, промилле 0,00
7 Количество повреждений проводов и кабелей, ед. 1
8 Коэффициент повреждаемости проводов и кабелей, промилле/км 1,44
9 Количество поврежденных коммутационных аппаратов на ВЛ, шт. 1
10 Коэффициент повреждаемости коммутационных аппаратов на ВЛ, промилле 125,00
11 Количество поврежденных разрядников на ВЛ, шт. 0
12 Коэффициент повреждаемости разрядников на ВЛ, промилле 0,00
13 Количество поврежденного оборудования ТП, шт. 0
14 Коэффициент повреждаемости оборудования ТП, промилле/ТП 0,00
15 Количество прочих поврежденных элементов ВЛ, шт. 0
16 Коэффициент повреждаемости прочих элементов ВЛ, промилле/опора 0,00

Приложение 6

СТАНДАРТНАЯ ФОРМА АНАЛИЗА ВСЕХ ВИДОВ ОТКЛЮЧЕНИЙ

ВЛ 0,38 кВ ПО КАЖДОМУ НАСЕЛЕННОМУ ПУНКТУ

РЭС: Даниловский Отчетный период: с января 1991 г.

по март 1991 г.

№ п.п. Наименование населенного пункта Протяженность ВЛ по трассе, км Количество всех видов отключений ВЛ Количество внезапных отключений ВЛ Количество преднамеренных отключений ВЛ
Всего На 100км ВЛ Всего На 100км ВЛ Всего На 100км ВЛ
1 пос. Анино 18 3 16,67 3 16,67 0 0,00
2 д. Кратово 6 4 66,67 3 50,00 1 16,67
3 д. Яблоково 4 1 25,00 1 25,00 0 0,00
4 д. Кустово 7 1 14,29 1 14,29 0 0,00
5 пос. Приволжск 12 7 58,34 5 41,67 2 16,67
6 д. Армейская 5 3 60,00 0 0,00 3 60,00
7 д. Бритово 9 2 22,00 2 22,00 0 0,00
8 д. Касьяново 4 2 50,00 1 25,00 1 25,00
Итого по РЭС 384 23 5,99 16 4,17 7 1,82

Приложение 7

СТАНДАРТНАЯ ФОРМА АНАЛИЗА ВСЕХ ВИДОВ ОТКЛЮЧЕНИЙ

ВЛ 0,38 кВ В ЦЕЛОМ ПО РЭС

РЭС: Даниловский Отчетный период: с января 1991 г.

по март 1991 г.

№ п.п. Наименование показателя Значение показателя
1 Абсолютное количество отключений 23
2 Относительное количество отключений, откл/100 км 11,84
3 Суммарная продолжительность отключений, ч. мин 143,30
4 Суммарный недоотпуск электроэнергии, кВт×ч 348
5 Средняя продолжительность отключения, ч. мин/откл 6,14
6 Средний недоотпуск электроэнергии, кВт×ч/откл 15,1

Приложение 8

СВЕДЕНИЯ ОБ ОТКЛЮЧЕНИЯХ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ

НАПРЯЖЕНИЕМ 6-20 кВ

Форма ПМ-31

ПЭС: Северные электросети Отчетный период: январь 1991 г.

1. Внезапные отключения

№ п.п. Наименование РЭС Количество отключений Суммарная продолжительность всех отключений, ч. мни Недоотпуск электроэнергии,

тыс. кВт×ч

Количество поврежденных элементов
ВЛ участков ВЛ ТП ответственных потребителей в том числе
по невыясненной причине потребительские отключения
элементов опор изоляторов проводов (обрывы) силовых трансформаторов
1 Даниловский 2 0 0 0 0 0 1,20 0,4 0 0 0 0
2 Лазовский 0 0 3 0 0 0 9,00 3,7 0 0 0 3
3 Белопольский 3 0 0 0 0 0 17,54 12,8 3 0 0 0
4 Томилинский 6 0 0 0 3 0 46,06 18,1 3 0 0 0
5 Быковский 3 0 0 0 0 0 0,33 0,2 0 0 0 0
6 Лобнинский 3 0 0 0 0 0 29,33 12,4 0 0 3 0
7 Балабновский 6 0 0 0 0 0 6,00 4,0 0 0 0 0
Итого 23 0 3 0 3 0 110,26 51,6 6 0 3 3

2. Преднамеренные отключения

№ п.п. Наименование РЭС Количество отключений
ВЛ участков ВЛ ТП ответственных потребителей вынужденных
1 Даниловский 0 0 0 0 0
2 Лазовский 0 0 0 0 0
3 Белопольский 0 0 0 0 0
4 Томилинский 0 0 0 0 0
5 Быковский 0 0 0 0 0
6 Лобнинский 0 0 0 0 0
7 Балабновский 0 0 0 0 0
Итого 0 0 0 0 0

ОГЛАВЛЕНИЕ

1. Общая часть

2. Учет отключений в сетях 6-20 кВ

3. Учет отключений в сетях 0,38 кВ

4. Анализ отключений в сетях 6-20 кВ

5. Анализ отключений в сетях 0,38 кВ

6. Передача информации из ПЭС в энергосистему

Приложение 1. Классификатор видов отключений

Приложение 2. Классификатор причин отключений

Приложение 3. Классификатор видов элементов

Приложение 4. Стандартные формы анализа отключений по каждой ВЛ 6-20 кВ

Приложение 5. Стандартные формы анализа отключений ВЛ 6-20 кВ в целом по РЭС

Приложение 6. Стандартная форма анализа всех видов отключений ВЛ 0,38 кВ по каждому населенному пункту

Приложение 7. Стандартная форма анализа всех видов отключений ВЛ 0,38 кВ в целом по РЭС

Приложение 8. Сведения об отключениях в электрических сетях напряжением 6-20 кВ