Інструкція про порядок комерційного обліку (Інструкція) - це узгоджений документ, який визначає точки комерційного та технічного обліку, вимоги до вимірювання електричної енергії, процедури зчитування показань лічильників, а також порядок експлуатації засобів вимірювання для використання в системі забезпечення функціонування Оптового ринку електричної енергії України (Енергоринок).

Інструкція розповсюджується на Сторони, які беруть участь в діяльності Енергоринку згідно Договору між членами Енергоринку (Договір).

Інструкція розповсюджується на всі засоби обліку електроенергії та визначення потужності, які застосовуються Сторонами Договору в електроустановках, що діють та споруджуються.

Сторони Договору мають право доступу до засобів обліку вимірювальних комплексів і систем обліку на всіх електростанціях, підстанціях та підприємствах для контролю зчитування показань лічильників, а також, якщо вони мають на це відповідні повноваження для виконання інспекційних та регламентних робіт за участю персоналу цього енергооб'єкту.

Представники Енерготехнагляду мають право доступу до систем обліку для виконання інспекційних робіт в межах своїх повноважень.

З введенням в дію Інструкції втрачає чинність для Сторін Договору "Временная инструкция по учету электроэнергии", що затверджена Міненерго України від 17.05.95 р.

1.1. Керівник Системи комерційного обліку Енергоринку - Сторона, яка відповідає за функціонування Системи комерційного обліку Енергоринку, реєструє її та веде Реєстр Систем комерційного обліку Енергоринку.

1.2. Реєстр Систем комерційного обліку Енергоринку (Реєстр) - перелік зареєстрованих Операторів та Систем комерційного обліку.

1.3. Оператор системи комерційного обліку (Оператор) - Сторона, на ім'я якої зареєстрована Система комерційного обліку і яка несе відповідальність за її функціонування. Оператор призначається власником системи комерційного обліку і затверджується Керівником системи комерційного обліку.

1.4. Система комерційного обліку (Система обліку) - сукупність вимірювальних комплексів, які об'єднуються відповідним обладнанням збору, передачі та обробки даних локального, регіонального рівня для визначення точного обсягу споживання електричної енергії Постачальниками електричної енергії та обсягу електричної енергії, поставленої в Енергоринок Виробниками електричної енергії.

1.5. Система комерційного обліку Енергоринку - сукупність Систем обліку членів Енергоринку , які об'єднуються з відповідними системами збору, передачі та обробки даних і дозволяють утворити єдиний інформаційний комплекс для контролю за виробітком, розподілом та споживанням електроенергії в Енергоринці.

1.6. Обладнання збору, передачі та обробки даних - обчислювальна система (локальна, регіональна, центральна), яка збирає, обробляє, накопичує і передає дані про параметри потоків електроенергії та потужності.

1.7. Розрахунковий (комерційний) облік електроенергії - облік виробленої, а також відпущеної електроенергії для грошового розрахунку за неї. Лічильники, що встановлюються для розрахункового обліку, мають назву розрахункових лічильників.

1.8. Технічний (контрольний) облік електроенергії - облік для контролю витрат електроенергії на електростанції, підстанції, підприємстві, а також для обчислення і аналізу втрат електроенергії в електричних мережах всіх класів напруги. Лічильники, що встановлюються для технічного обліку, мають назву лічильників технічного обліку.

1.9. Лічильник, що враховує активну електроенергію, має назву - лічильник активної електроенергії.

1.10. Лічильник, що веде облік інтегрованої реактивної потужності за період часу, має назву - лічильник реактивної електроенергії.

1.11. Вимірювальний комплекс засобів обліку електроенергії (вимірювальний комплекс) - сукупність обладнання одного приєднання, що призначене для вимірювання та обліку електроенергії (вимірювальні трансформатори струму та напруги, лічильники електроенергії, перетворювачі імпульсів, пристрої обліку і лінії зв'язку) та з'єднані між собою по встановленій схемі.

1.12. Перетворювач імпульсів - технічний засіб, що перетворює кількість обертів лічильника в імпульсний сигнал.

1.13. Пристрій (автоматизована система) обліку електроенергії - засіб вимірювання, що збирає та обробляє вимірювальну інформацію з декількох вимірювальних комплексів встановлених на об'єкті обліку.

1.14. Точка обліку - точка електричної мережі, що відповідає місцю встановлення лічильника електричної енергії.

1.15. Витрати електроенергії на власні потреби електростанцій та підстанцій - споживання електроенергії струмоприймачами, які забезпечують необхідні умови функціонування електростанцій та підстанцій в технологічному процесі виробництва, перетворення і розподілу енергії (додаток 1).

1.16. Витрати електроенергії на господарські потреби електричних мереж - споживання електроенергії допоміжними та непромисловими підрозділами, які знаходяться на балансі підприємств електромереж, необхідне для обслуговування основного виробництва але безпосередньо не зв'язане з технологічними процесами передачі і розподілу електроенергії (додаток 2).

1.17. Обліковий час Енергоринку - це єдиний на усій території України час, відповідно з яким визначається розрахунковий період для кожного типу тарифів та для кожної групи споживачів.

1.18. Міждержавна лінія електропередачі - лінія, що з'єднує електричні мережі України з електричними мережами інших держав.

1.19. Магістральна лінія електропередачі - лінія рівня напруги 220 (154) кВ і вище.

1.20. Міжобласна лінія електропередачі - лінія, що з'єднує електричні мережі різних областей (Сторони Енергоринку) рівня напруги 110 (154) кВ і нижче.

1.21. Нормативні документи по забезпеченню єдності вимірювань - міжнародні стандарти, державні стандарти, галузеві стандарти, правила, положення, Інструкції, технічні вимоги, рекомендації та інші документи, що стосуються обліку-електричної енергії (додаток 3).

1.22. Метрологічна служба - мережа підприємств, установ та Організацій, окреме підприємство, установа, організація або окремий підрозділ, на який покладена відповідальність по забезпеченню єдності вимірювань.

1.23. Повірка засобу вимірювання - встановлення спроможності засобу вимірювання до застосування на основі контролю метрологічних характеристик та їх відповідності встановленим вимогам.

1.24. Державна повірка засобу вимірювання - повірка органами Держстандарту України.

1.25. Первинна повірка засобу, вимірювання - перша повірка, яка проводиться при випуску його з виробництва або ремонту.

1.26. Періодична повірка засобу вимірювання - повірка при його експлуатації та збереженні через визначені періоди часу.

1.27. Позачергова повірка засобу вимірювання - повірка до строку його чергової періодичної повірки.

1.28. Повірочне тавро - це знак, який наноситься на засіб вимірювання або пломбу та свідчить про факт його повірки і признання придатним до експлуатації.

1.29. Перевірка засобів вимірювання - це визначення експлуатуючою організацією похибок засобів вимірювання та встановлення його придатності до застосування на місці установлення.

1.30. Період інтеграції - інтервал часу, за який фіксується значення енергії та потужності.

1.31. Верифікація - комплекс процедур перевірки точності і достовірності даних (інформації).

2.1. Основною метою Систем обліку електроенергії є отримання достовірної інформації про обсяг виробництва, передачі, розподілу, споживання електроенергії та потужності на Енергоринку для вирішення наступних техніко-економічних завдань:

2.1.1. Комерційні розрахунки за електроенергію і потужність між членами Енергоринку.

2.1.2. Керування режимами енергоспоживання.

2.1.3. Визначення та прогнозування всіх складових балансу електроенергії.

2.1.4. Визначення вартості і собівартості виробництва, передачі та розподілу електроенергії.

2.2. Весь обсяг активної та реактивної енергії, що передана та отримана Членами Енергоринку, повинен визначатися за допомогою Систем обліку, які встановлені, експлуатуються та обслуговуються, як це визначено в Інструкції, а також які повинні бути обов'язково занесенні до Реєстру і Оператори яких зареєстровані у Керівника Системи комерційного обліку Енергоринку.

2.3. Кожному Члену Енергоринку потрібно узгодити з відповідною електроенергетичною системою і зареєструвати у Керівника системи комерційного обліку Енергоринку Систему обліку. Кожен вимірювальний комплекс, що входить до складу Системи обліку, повинен мати технічний паспорт - протокол (додаток 4.). Надана Система обліку затверджується Розпорядником системи розрахунків. Зміна місць елементів вимірювального комплексу потребує обов'язкового погодження з відповідною електроенергетичною системою.

2.4. Системи обліку повинні відповідати вимогам нормативних документів.

2.5. Усі суперечки між Членами Енергоринку або непорозуміння, що стосуються експлуатації Систем обліку, повинні вирішуватися відповідною електроенергетичною системою, Керівником системи комерційного обліку, Радою Енергоринку.

2.6. Системи обліку, які занесені до Реєстру на дату впровадження, можуть не відповідати вимогам Інструкції та нормативних документів, тому кожен Оператор повинен у термін узгоджений з Керівником Системи комерційного обліку Енергоринку, скласти графік поетапної заміни обладнання, яке не відповідає її вимогам. Проект технічного завдання на встановлення Систем обліку узгоджуються з відповідною електроенергетичною системою, Керівником Системи комерційного обліку Енергоринку і затверджуються Розпорядником системи розрахунків.

2.7. В кожній точці обліку рівня напруги 110 кВ та вище, де електроенергія продається або купується згідно з Правилами Енергоринку, для виконання верифікації повинні бути встановленні два лічильники (основний та дублюючий) однакового класу точності. Тимчасово, до технічного переоснащення Системи комерційного обліку можлива відсутність дублюючого лічильника, або застосування дублюючого лічильника з нижчим класом точності. До дублюючих лічильників ставляться однакові технічні та експлуатаційні вимоги, як і до основних.

2.8. В кожній точці обліку, де постачання електроенергії можливо у двох напрямках, повинні бути встановленні лічильники "прийому" та "віддачі". На міждержавних і міжобласних ПЛ напругою 110 кВ та вище розрахунковими є лічильники "прийому" та "віддачі" на обох кінцях ПЛ, а на ПЛ 35 кВ і нижче - за узгодженням Сторін.

2.9. Якщо на приєднанні встановлені основні та дублюючі лічильники, то у разі виходу з ладу основного лічильника до його заміни, розрахунковим стає дублюючий. Якщо відмовив лічильник (лічильники) на одному кінці ПЛ, за розрахункові беруться показання лічильника (лічильників) іншого кінця ПЛ, з розрахунковим визначенням втрат.

2.10. Похибки розрахункових лічильників "прийому" та "віддачі", встановлених на різних кінцях ПЛ, узгоджуються і регулюються на однакові або близькі за величиною та знаком.

2.11. При відключенні лінії електропередачі з однієї сторони, - в разі рахування лічильником електроенергії з іншої сторони, дані показання треба відносити до втрат. Розподіл втрат електроенергії між суміжними сторонами проводиться згідно Методики про визначення втрат електроенергії у трансформаторах і лініях електропередач, що враховуються при фінансових розрахунках за електроенергію розрахунковим шляхом. Розпорядник системи розрахунків Енергоринку повинен переконатися, що такі розрахунки втрат визначені вірно. Розрахунки узгоджуються зацікавленими Сторонами.

2.12. Тимчасово допускається, як розрахункова, система погодинного обліку, побудована з поділом на години добових даних лічильників на основі інтегрованих значень телевимірювань або на інших, узгоджених з Керівником системи комерційного обліку і затверджених Розпорядником системи розрахунків Енергоринку методах, з подальшим коригуванням на підставі щомісячних актівзвірок (додатки 5 і 6), та обов'язковим переоснащенням в подальшому на Систему обліку електроенергії.

2.13. Генеруючі та енергопостачальні компанії, незалежні енергопостачальники повинні забезпечувати:

2.13.1. Щоденне подання в відповідні електроенергетичні системи даних за минулу добу у формі та у терміни, встановлені Енергоринком.

2.13.2. Спільне з відповідною електроенергетичною системою вживання заходів щодо оснащення Системи обліку згідно з вимогами Інструкції.

2.14. Метрологічне забезпечення засобів обліку електроенергії повинно здійснюватися органами Держстандарту та метрологічними підрозділами суб'єктів Енергоринку за належністю на основі нормативних документів.

2.15. Вторинні ланцюги обліку електроенергії повинні відповідати вимогам нормативної документації. Їх періодична перевірка повинна проводитися не менше одного разу на 2 роки.

2.16. Відповідальність за збереження лічильників, пристроїв обліку та цілість пломб несе організація на об'єкті якої вони встановлені.

2.17. На основі Інструкції при необхідності складаються місцеві інструкції, які конкретизують окремі її положення та при необхідності узгоджуються зацікавленими сторонами.

3.1. Облік електроенергії на електростанціях організовується для визначення її виробітку, власного споживання електростанції та відпуску електроенергії в Енергоринок відповідно до вимог Інструкції та нормативних документів.

3.2. Розрахункові лічильники повинні встановлюватись:

3.2.1. На генераторах для контролю виконання кожним блоком диспетчерського графіка навантаження;

3.2.2. На стороні вищого рівня напруги блочного трансформатора для визначення фактичного відпуску електроенергії;

3.2.3. На лініях напругою 110 кВ і нижче, що відходять від станції згідно з актами розмежування балансової належності та експлуатаційної відповідальності Сторін (для рівня напруги 110 кВ та нижче розрахункові лічильники можуть бути встановлені на трансформаторах і автотрансформаторах зв'язку, які живлять шини цієї напруги, в випадках коли нема необхідності розділу кількості відпущеної електроенергії між декількома електропостачальними організаціями або споживачами).

3.2.4. На обхідному вимикачі (ОВ) або шинороз'єднувальному вимикачі (ШРВ).

3.2.5. На резервних трансформаторах власних потреб.

3.2.6. Для споживачів, що живляться від внутрішньостанційної електричної мережі.

3.3. У разі, коли відсутня можливість обліку на стороні вищого рівня напруги блочного трансформатора для визначення фактичного відпуску електроенергії та для визначення обсягу електроенергії, яку продає Енергоринок Постачальникам електричної енергії, розрахункові лічильники встановлюються:

3.3.1. На генераторах для контролю виконання кожним блоком диспетчерського графіка навантаження;

3.3.2. На лініях усіх класів напруги, що відходять від станції згідно з актами розмежування балансової належності та експлуатаційної відповідальності сторін.

3.3.3. На ОВ або ШРВ.

3.3.4. На резервних трансформаторах власних потреб.

3.3.5. Для споживачів, що живляться від внутрішньостанційної електричної мережі.

3.3.6. На автотрансформаторах зв'язку.

3.4. Обладнання вимірювальних комплексів і Системи обліку знаходяться на балансі генеруючої компанії, їх ремонт та періодична повірка здійснюється персоналом Оператора, а заміна та перевірка - спільно з відповідним персоналом усіх зацікавлених Сторін.

3.5. Обладнання вимірювальних комплексів і Системи технічного обліку знаходяться на балансі електростанції і експлуатуються її персоналом.

3.6. Оператор (генкомпанія) забезпечує роботу лічильників, вимірювальних трансформаторів з відповідним класом точності, а також надає зацікавленим Сторонам паспорти-протоколи вимірювальних комплексів, в яких повинні бути зазначені виміри навантажень струмових ланцюгів та ланцюгів напруги, і втрат напруги від трансформаторів напруги до лічильників.

3.7. Планові заміни та перевірки лічильників розрахункового обліку виконуються згідно з графіками. Графіки складаються електростанціями, узгоджуються з зацікавленими Сторонами та затверджуються відповідною електроенергетичною системою. При виявленні відхилень від норм провадиться заміна лічильників. Роботи виконує персонал Оператора (генкомпанії) у присутності представників всіх зацікавлених Сторін, для чого надсилається виклик її представникам. При відсутності офіційної відповіді на виклик протягом 2-х діб Оператор має право самостійно провести перевірку (заміну) приладів обліку з подальшим поданням протоколу перевірки (заміни) зацікавленим Сторонам. Лічильники та ланцюги зв'язку до трансформаторів струму та напруги, пломбуються відповідними Сторонами.

3.8. При виконанні ремонтно-налагоджувальних робіт у ланцюгах обліку, виконавець діє згідно з встановленим у п.3.7. порядком.

3.9. При живленні приєднання через ОВ або ШРВ електростанція повинна телефонограмою повідомити відповідній електроенергетичній системі, із зазначенням часу переходу на ОВ (ШРВ), початкове показання лічильника ОВ (ШРВ). При відновленні нормальної схеми живлення приєднання знов повідомляється час переходу на нормальну схему У та кінцеві показання лічильника ОВ (ШРВ). Ця інформація передається електроенергетичною системою усім зацікавленим Сторонам.

3.10. Облік електроенергії здійснюється відповідно з періодом інтеграції, який визначає Енергоринок (тимчасово - як вказано в п.2.12).

3.11. Лічильники технічного обліку електроенергії на електростанціях необхідно встановлювати:

3.11.1. На стороні вищої або нижчої напруги трансформаторів власних потреб (ТВП).

3.11.2. На робочих тиристорних та резервних збуджувачах.

3.11.3. На автотрансформаторах зв'язку, в разі його невикористання згідно п.3.2.3.

3.12. Класи точності розрахункових електролічильників і електролічильників технічного обліку електроенергії, вимірювальних трансформаторів струму та напруги, а також припустимі значення похибок вимірювального комплексу повинні відповідати вимогам додатку 7.

3.13. На кожній електростанції наказом повинен бути призначений відповідальний за технічний стан та експлуатацію засобів обліку електроенергії.

3.14. Щомісяця для оцінки точності системи обліку по записах показань лічильників в 0 годин облікового часу Енергоринку 1-го числа на кожній електростанції необхідно складати баланс електроенергії, який включає в себе:

3.14.1. В разі обліку згідно п.3.2.:

3.15. Всі складові балансу електроенергії, за винятком втрат електроенергії в трансформаторах електростанції визначаються на основі вимірювань розрахунковими лічильниками та лічильниками технічного обліку.

3.16. Втрати електроенергії в трансформаторах електростанції (в разі обліку згідно п.3.3.) і автотрансформаторах зв'язку визначаються згідно Методики про визначення втрат електроенергії у трансформаторах і лініях електропередач, що враховуються при фінансових розрахунках за електроенергію розрахунковим шляхом.

3.17. Для складання щомісячного балансу електроенергії і контролю за технічним станом засобів обліку повинен бути складений акт виробітку та відпуску електроенергії на електростанції (додаток 5), з урахуванням місць встановлення розрахункового обліку.

3.18. Акт виробітку та відпуску електроенергії на електростанції складається електростанцією за даними Системи обліку електроенергії, які фіксуються на 0 годин облікового часу Енергоринку 1-го числа кожного місяця.

Акт складається в трьох примірниках, які погоджують відповідна генеруюча компанія (електростанція) та відповідна електроенергетична система і 3-го числа кожного місяця надсилаються: перший в генеруючу компанію, другий в відповідну електроенергетичну систему, а третій залишається на станції.

3.19. Тимчасово, до впровадження Системи обліку, акт виробітку та відпуску електроенергії на електростанції повинна складати комісія по записах показань лічильників, які виконані оперативним персоналом електростанції в 0 годин державного часу 1-го числа кожного місяця.

В комісію входять представник Оператора (голова), представник відповідної електроенергетичної системи, відповідальний за облік електроенергії на електростанції та інші зацікавлені сторони (члени комісії). Акт складається в трьох примірниках : перший залишається на електростанції в групі обліку, а другий та третій надсилається 3-го числа кожного місяця в відповідні генеруючу компанію та електроенергетичну систему. В разі неприбуття представника Енергоринку (відповідної електроенергетичної системи) в призначений час, акт складається в односторонньому порядку комісією електростанції.

При наявності транзиту електроенергії через автотрансформатори зв'язку електростанції втрати електроенергії відносяться до електромереж і розраховуються по узгодженим відповідними електроенергетичними системами та Радою Методиками, які повинні передбачити механізм вилучення втрат для кожної електростанції окремо через індивідуальність схем обліку.

3.20. Для складання балансу і визначення техніко-екрномічних показників електростанції оперативний персонал щомісяця в один й той же час по визначеному маршруту повинен записувати показання розрахункових і технічних лічильників. Вищезгадані відомості треба передавати в відповідний підрозділ електростанції.

3.21. Для контролю за точністю засобів обліку електроенергії по складовим щомісячного балансу на електростанції треба визначати фактичний небаланс електроенергії (додаток 5).

3.22. Фактичний небаланс повинен бути меншим або дорівнювати припустимому. Якщо фактичний небаланс більший припустимого небалансу, обчисленого згідно додатку 8, персоналу Оператора та станції разом з представниками зацікавлених Сторін необхідно виявити причини цього і прийняти заходи по їх усуненню на протязі 1 міс. Приклад обчислення небалансу наведено в додатку 9.

3.23. З метою зниження небалансу і втрат часу на його визначення треба встановлювати загальностанційні автоматизовані системи обліку електроенергії. Система обліку повинна збирати за минулу добу дані обліку електроенергії та визначення потужності відповідно з періодом інтеграції, який визначає Енергоринок.

4.1. Облік електроенергії на підстанціях 220 кВ і вище організовується для визначення кількості електроенергії, яка надійшла на її шини та була передана у мережу, а також власного споживання підстанції відповідно до вимог Інструкції та нормативних документів.

4.2. Для визначення обсягу електроенергії, яку надає Енергоринок Постачальникам електричної енергії і споживачам, розрахункові лічильники повинні встановлюватись:

4.2.1. На стороні середньої і нижчої напруги трансформаторів та автотрансформаторів.

4.2.2. На лініях, що відходять в інші області, інші держави або до споживачів, які є членами Енергоринку.

4.2.3. На трансформаторах власних потреб (ТВП).

4.2.4. На обхідному вимикачі (ОВ) або шинороз'єднувальному вимикачі (ШРВ).

4.2.5. На лініях, що живлять споживачів від трансформаторів власних потреб.

4.3. В разі відсутності можливості обліку на стороні середньої і нижчої напруги трансформаторів та автотрансформаторів, для визначення обсягу електроенергії, яку продає Енергоринок, розрахункові лічильники встановлюються на лініях усіх класів напруги, що відходять від підстанції згідно з актами розмежування балансової належності та експлуатаційної відповідальності сторін.

4.4. В разі неможливості встановлення розрахункових лічильників згідно п.4.2. або п.4.3., тимчасово лічильники можуть встановлюватися на стороні вищого рівня напруги трансформаторів та автотрансформаторів, з урахуванням втрат обчислених за Методикою про визначення втрат електроенергії у трансформаторах і лініях електропередач, що враховуються при фінансових розрахунках за електроенергію розрахунковим шляхом.

4.5. Лічильники технічного обліку електроенергії на підстанціях необхідно встановлювати на усіх приєднаннях.

4.6. Вимірювальні трансформатори струму і напруги та лічильники електроенергії експлуатуються персоналом відповідної електроенергетичної системи та знаходяться на її балансі, їх ремонт та періодична повірка здійснюється персоналом відповідної електроенергетичної системи (Оператора), а заміна та перевірка - спільно з відповідним персоналом усіх зацікавлених Сторін.

4.7. Оператор забезпечує роботу лічильників, вимірювальних трансформаторів з відповідним класом точності, а також надає зацікавленим Сторонам паспорти-протоколи вимірювальних комплексів, в яких повинні бути зазначені виміри навантажень струмових ланцюгів та ланцюгів напруги, і втрат напруги від трансформаторів напруги до лічильників.

4.8. Планові заміни та перевірки лічильників розрахункового обліку виконуються згідно з графіками. Графіки складаються відповідною електроенергетичною системою, узгоджуються з зацікавленими Сторонами та затверджуються НЕК "Укренерго". При виявленні відхилень від норм провадиться заміна приладів обліку. Роботи виконує персонал Оператора та підстанції у присутності представників всіх зацікавлених Сторін, для чого надсилається виклик її представникам. При відсутності офіційної відповіді на виклик протягом 2-х діб Оператор має право самостійно провести перевірку (заміну) лічильників з подальшим поданням протоколу перевірки (заміни), зацікавленим Сторонам. Лічильники та ланцюги зв'язку до трансформаторів струму та напруги, пломбуються відповідними Сторонами.

4.9. При виконанні ремонтно-налагоджувальних робіт у ланцюгах обліку, виконавець діє згідно з встановленим у п.4.8. порядком.

4.10. При живленні приєднання через ОВ або ШРВ черговий персонал підстанції повинен телефонограмою повідомити відповідній електроенергетичній системі, із зазначенням часу переходу на ОВ (ШРВ), початкове показання лічильника ОВ (ШРВ). При відновленні нормальної схеми живлення приєднання знов повідомляється час переходу на нормальну схему та кінцеві показання лічильника ОВ (ШРВ). Ця інформація передається електроенергетичною системою усім зацікавленим Сторонам.

4.11. Облік електроенергії здійснюється відповідно з періодом інтеграції, який визначає Енергоринок (тимчасово - як вказано в п.2.12).

4.12. Класи точності розрахункових електролічильників і електролічильників технічного обліку електроенергії, вимірювальних трансформаторів струму та напруги, а також припустимі значення похибок вимірювального комплексу повинні відповідати вимогам додатку 7.

4.13. Щомісяця по записах показань лічильників в 0 годин облікового часу Енергоринку 1-го числа на кожній підстанції необхідно складати баланс електроенергії, який включає в себе:

4.13.1. В разі обліку згідно п.4.2.:

- надходження електроенергії на шини підстанції - Wп;

- відпуск електроенергії - Wв;

- витрати електроенергії на власні потреби підстанції - Wвп;

4.13.2. В разі обліку згідно п.4.3.:

- надходження електроенергії на шини підстанції - Wп;

- відпуск електроенергії - Wв;

- витрати електроенергії на власні потреби підстанції - Wвп;

- втрати електроенергії в силових трансформаторах підстанції - дельта Wтр.

Всі складові балансу, крім втрат електроенергії в трансформаторах, треба вимірювати лічильниками розрахункового і технічного обліку.

4.14. Втрати електроенергії в трансформаторах та автотрансформаторах (в разі обліку згідно п.4.3.) треба визначати згідно Методики про визначення втрат електроенергії у трансформаторах і лініях електропередач, що враховуються при фінансових розрахунках за електроенергію розрахунковим шляхом.

4.15. Фактичний небаланс (по даних на 0 годин 1-го числа) треба визначати згідно додатку 6.

4.16. Обчислений фактичний небаланс треба порівнювати з припустимим. При цьому повинно бути НБф і НБп.

4.17. Припустимий небаланс треба визначати згідно додатку 8.

4.18. Якщо фактичний небаланс перебільшує припустимий, персоналу Оператора необхідно виявити причини цього та прийняти заходи по усуненню їх на протязі 1 місяця.

4.19. Результати складання балансу треба оформлювати актом, який використовується для зведення загального балансу (додаток 6), з урахуванням місць встановлення розрахункового обліку.

5.1. Облік електроенергії на підстанціях рівня напруги 110 кВ та нижче організовується для визначення кількості електроенергії, яка надійшла на її шини та була передана у мережу іншого Постачальника електроенергії, а також власного споживання підстанції, відповідно до вимог Інструкції та нормативних документів.

5.2. Для визначення обсягу електроенергії, яку надає Енергоринок Постачальникам електричної енергії розрахункові лічильники повинні встановлюватись:

5.2.1. На лініях усіх класів напруги, що відходять до інших Постачальників.

5.2.2. На обхідному вимикачі (ОВ) або шинороз'єднувальному вимикачі (ШРВ).

5.3. Вимірювальні трансформатори струму і напруги, лічильники електроенергії експлуатуються персоналом відповідної ДАЕК і знаходяться на її балансі, їх ремонт та періодична повірка здійснюється персоналом ДАЕК (Оператора), а заміна та перевірка - спільно з відповідним персоналом усіх зацікавлених Сторін.

5.4. Оператор забезпечує роботу лічильників, вимірювальних трансформаторів з відповідним класом точності, а також надає зацікавленим Сторонам паспорти-протоколи вимірювальних комплексів, в яких повинні бути зазначені виміри навантажень струмових ланцюгів та ланцюгів напруги, і втрат напруги від трансформаторів напруги до лічильників.

5.5. Планові заміни та перевірки лічильників розрахункового обліку виконуються згідно з графіками. Графіки складаються відповідною ДАЕК, узгоджуються з зацікавленими сторонами, затверджуються відповідною електроенергетичною системою та надсилаються зацікавленим Сторонам. При виявленні відхилень від норм провадиться заміна приладів обліку. Роботи виконує персонал ДАЕК (Оператора) у присутності представників всіх зацікавлених Сторін, для чого надсилається виклик її представникам. При відсутності офіційної відповіді на виклик протягом 2-х діб Оператор має право самостійно провести перевірку (заміну) лічильників з подальшим поданням протоколу, перевірки (заміни) зацікавленим Сторонам. Лічильники та ланцюги зв'язку до трансформаторів струму та напруги пломбуються відповідними Сторонами.

5.6. При виконанні ремонтно-налагоджувальних робіт у ланцюгах обліку, виконавець діє згідно з встановленим у п.5.5. порядком.

5.7. При живленні приєднання через ОВ або ШРВ персонал ДАЕК повинен телефонограмою повідомити відповідній електроенергетичній системі, із зазначенням часу переходу на ОВ (ШРВ), початкове показання лічильника ОВ (ШРВ). При відновленні нормальної схеми живлення приєднання знов повідомляється час переходу на нормальну схему та кінцеві показання лічильника ОВ (ШРВ). Ця інформація передається відповідним підрозділом ДАЕК усім зацікавленим Сторонам.

5.9. Облік електроенергії здійснюється відповідно з періодом інтеграції, який визначає Енергоринок (тимчасово - як вказано в п.2.12).

5.10. Загальна кількість відпущеної та отриманої електроенергії між суміжними Постачальниками підтверджується двосторонніми актами до третього робочого дня наступного місяця.

5.11. Класи точності розрахункових електролічильників і електролічильників технічного обліку електроенергії, вимірювальних трансформаторів струму та напруги, а також припустимі значення похибок вимірювального комплексу повинні відповідати вимогам додатку 7.

6.1. Облік електроенергії на міждержавних лініях електропередачі організовується відповідно до вимог Інструкції, нормативних документів та міждержавних договорів для визначення кількості електроенергії, яка була передана у мережу іншої держави або надійшла у мережу України і оформлюється актом про переміщення електроенергії через митний кордон України (додаток 10).

6.2. Для визначення обсягу електроенергії, яка перетинає державний кордон, розрахункові лічильники повинні встановлюватись:

6.2.1. На лініях усіх класів напруги, що відходять в інші держави.

6.2.2. На обхідному вимикачі (ОВ) або шинороз'єднувальному вимикачі (ШРВ).

6.3. Вимірювальні трансформатори струму та напруги, лічильники електроенергії на міждержавних лінях п/ст 220 кВ і вище експлуатуються персоналом Оператора (відповідна електроенергетична система) та знаходяться на її балансі. Їх ремонт та періодична повірка здійснюється персоналом відповідної електроенергетичної системи, а заміна і перевірка - спільно з відповідним персоналом усіх зацікавлених Сторін.

6.4. Вимірювальні трансформатори струму та напруги на міждержавних лініях п/ст 110 кВ і нижче експлуатуються персоналом відповідної ДАЕК і знаходяться на її балансі. Лічильники електроенергії експлуатуються персоналом відповідної ДАЕК та відповідної електроенергетичної системи і знаходяться на балансі НЕК "Укренерго". Їх ремонт та періодична повірка здійснюється персоналом відповідної електроенергетичної системи, а заміна і перевірка - спільно з відповідним персоналом усіх зацікавлених Сторін.

6.5. Оператор забезпечує роботу лічильників, вимірювальних трансформаторів з відповідним класом точності, а також надає зацікавленим Сторонам паспорти-протоколи вимірювальних комплексів, в яких повинні бути зазначені виміри навантажень струмових ланцюгів та ланцюгів напруги, і втрат напруги від трансформаторів напруги до лічильників.

6.6. Планові заміни та перевірки лічильників розрахункового обліку виконуються згідно з графіками. Графіки складаються відповідними електроенергетичними системами, узгоджуються "з зацікавленими сторонами і затверджуються НЕК "Укренерго". При виявленні відхилень від норм провадиться заміна лічильників. Роботи виконує персонал Оператора у присутності представників всіх зацікавлених Сторін, для чого надсилається виклик її представникам. При відсутності офіційної відповіді на виклик протягом терміну зазначеного в міждержавних договорах Оператор має право самостійно провести перевірку (заміну) лічильників з подальшим поданням протоколу перевірки (заміни) зацікавленим Сторонам. Лічильники та ланцюги зв'язку до трансформаторів струму та напруги пломбуються відповідними Сторонами.

6.7. При виконанні ремонтно-налагоджувальних робіт у ланцюгах обліку, виконавець діє згідно з встановленим у п.6.6. порядком.

6.8. При живленні приєднання через ОВ або ШРВ персонал ДАЕК повинен телефонограмою повідомити відповідній електроенергетичній системі, із зазначенням часу переходу на ОВ (ШРВ), початкове показання лічильника ОВ (ШРВ). При відновленні нормальної схеми живлення приєднання знов повідомляється час переходу на нормальну схему та кінцеві показання лічильника ОВ (ШРВ). Ця інформація передається відповідною електроенергетичною системою усім зацікавленим Сторонам.

6.9. Облік електроенергії здійснюється відповідно з періодом інтеграції, який визначає Енергоринок (тимчасово - як вказано в п.2.12), або відповідно з міждержавними договорами.

6.10. Загальна кількість відпущеної та отриманої електроенергії приведеної до кордону підтверджується двосторонніми актами в терміни, які зазначені в міждержавних договорах.

6.11. Класи точності розрахункових електролічильників, вимірювальних трансформаторів струму та напруги, а також припустимі значення похибок вимірювального комплексу повинні відповідати вимогам додатку 7 та міждержавних договорів.

7.1. Основною метою обліку реактивної енергії є:

7.1.1. Облік фактичної видачі або споживання реактивної енергії генераторами електростанцій.

7.1.2. Забезпечення контролю за фактичним споживанням або видачею реактивної потужності споживачам.

7.1.3. Забезпечення контролю перетікань реактивної потужності по електричних мережах.

7.1.4. Отримання інформації про реактивну потужність, яка "генерується" або споживається пристроями, що її компенсують, і які встановлені на підстанціях 35 кВ та вище, а також про реактивну потужність, що передається з шин середньої та нижчої напруги цих підстанцій.

7.2. Лічильники обліку реактивної енергії, що встановлюються на електростанціях і підстанціях, використовуються для рішення наступних техніко-економічних завдань:

7.2.1. Визначення плати за генерацію та споживання реактивної потужності.

7.2.2. Оптимізація режимів електричної мережі по реактивній потужності, вибір компенсаторів, режиму їх роботи та місць установлення в електричних мережах.

7.2.3. Обчислення та аналіз усталених режимів, втрат потужності та електроенергії в електричних мережах.

7.3. Облік реактивної енергії на статичних конденсаторах, а також генераторах, що працюють в режимі синхронних компенсаторів, треба здійснювати лічильниками прийому та віддачі.

7.4. Порядок і обсяг обслуговування, повірки, ремонту та експлуатації розрахункових та технічних лічильників реактивної енергії повинні задовольняти вимогам, що викладені в розділі 10 Інструкції.

7.5. Даний розділ буде уточнюватися після прийняття відповідних директивних документів про розрахунок за реактивну енергію на всіх рівнях.

8.1. Автоматизацію обліку електроенергії на електростанціях та підстанціях треба організовувати відповідно до вимог Інструкції та нормативних документів з метою:

8.1.1. Підвищення достовірності визначення балансу електроенергії на шинах електростанції та підстанції.

8.1.2. Зниження комерційних втрат електроенергії за рахунок одночасного зняття показань лічильників.

8.1.3. Підвищення швидкості обробки інформації.

8.1.4. Оперативного контролю за виконанням диспетчерського графіка навантажень кожного блоку електростанції.

8.1.5. Проведення розрахунків за отриману та відпущену електроенергію потужність в умовах Оптового ринку.

8.2. Автоматизацію обліку електроенергії необхідно здійснювати на основі автоматизованих систем, що виробляються серійно і занесені до Держреєстру України.

8.3. Експлуатацію, ремонт і технічне обслуговування повинен здійснювати персонал Операторів, на ім'я яких зареєстрована відповідна Система обліку.

8.4. Під регламентними роботами розуміються будь-які роботи, що виконуються у вимірювальних ланцюгах ТС, ТН та приладів обліку (ел. лічильників, суматорів, реєстраторів і т. і.), в результаті яких може бути порушене функціонування системи комерційного обліку електроенергії, або внесені похибки в параметри, що вимірюються.

При виконанні регламентних робіт у вимірювальних комплексах, що входять до складу автоматизованих систем комерційного обліку електроенергії, необхідно дотримуватись встановленого порядку їх виконання:

8.4.1. Всі регламентні роботи повинні виконуватись згідно з затвердженим графіком.

8.4.2. Перед виконанням регламентних робіт необхідно повідомити не менше ніж за 2 доби осіб, що відповідають за функціонування системи комерційного обліку електроенергії.

8.4.3. Початок регламентних робіт необхідно прив'язувати до закінчення найближчого інтегрального періоду системи обліку електроенергії. Наприклад, якщо інтегральний період рівний 30 хвилинам, то почати роботи можна: в 00:00, 00:30, 01:00, 01:30 й так до 23:30. Відлік часу необхідно виконувати по внутрішніх годинниках приладів обліку, якщо існує така можливість. Необхідно робити 5-10 сек. затримку часу початку робіт від означеного, для завершення обробки попереднього інтегрального періоду. Не рекомендується виконувати роботи з переходом на наступну добу.

8.4.4. Закінчення регламентних робіт необхідно прив'язувати до початку найближчого інтегрального періоду системи обліку електроенергії. Відлік часу необхідно виконувати по внутрішніх годинниках приладів обліку, якщо існує така можливість. Не рекомендується виконувати роботи з переходом на наступну добу.

8.4.5. Необхідно фіксувати в акті час початку та закінчення регламентних робіт. Відлік часу необхідно виконувати по внутрішніх годинниках приладів обліку, якщо існує така можливість. В акті необхідно зазначити по яких годинниках виконувався відлік часу (внутрішніх годинниках приладів обліку, місцевому часу).

8.4.6. Розрахунок недопостачання електричної енергії повинен виконуватися окремо по кожному інтегральному періоду на протязі усього часу проведення регламентних робіт. Дані оформлюються відповідним актом з зазначенням часу початку і закінчення інтегрального періоду та величини не врахованої електроенергії. Відлік часу необхідно виконувати по внутрішніх годинниках приладів обліку, якщо існує така можливість.

8.5. Положення п.8.4. не поширюються на роботи пов'язані із усуненням наслідків аварій.

9.1. Зняття показань розрахункових лічильників має проводитися:

9.1.1. Щоденно на кінець доби (станом на 24 годину звітної доби).

9.1.2. Щомісяця (станом на 24 годину останньої доби кожного звітного місяця).

9.1.3. При наявності автоматизованої системи комерційного обліку - відповідно з періодом інтеграції, який визначає Енергоринок.

9.2. Щоденні показання, що знімаються на кінець звітної доби, використовуються для попередніх розрахунків за вироблену на електростанціях та відпущену в Енергоринок електроенергію. Черговим персоналом електростанції та підстанції здійснюється зняття показань і передача їх на верхній рівень по телефону до 2-ої години доби наступної за звітною. Погодинні значення формуються в відповіднії електроенергетичній системі (згідно п.2.12.) по узгоджених формах.

9.3. Показання, що знімаються станом на 24 годину останньої доби кожного місяця використовуються для коригування остаточних фінансових розрахунків за звітний місяць за відпущену в Енергоринок і отриману з Енергоринку електроенергію. Зняття показань здійснюється спільно відповідальним персоналом зацікавлених Сторін. Складається узгоджений акт показань з підписами відповідальних осіб. Цей акт є підставою для остаточного розрахунку за відпущену в Енергоринок і отриману з Енергоринку електроенергію. Узгодження показань проводиться шляхом обміну факсограмами або телетайпограмами.

9.4. Відповідальність за вчасне зняття показань розрахункових лічильників та їх достовірність несе керівник підрозділу, якому ця функція довірена, та безпосередній виконавець.

10.1. Повірені лічильники та пристрої обліку повинні мати на кріпленні кожухів пломбу з тавром Держстандарту України, а також пломби зацікавлених Сторін на кришці блоку контактних затискачів лічильника.

10.2. Порушення пломби на лічильнику та пристрої обліку позбавляє чинності його показання.

10.3. Персонал електростанції, підстанції несе відповідальність за збереження лічильників, установлених пломб і за відповідність ланцюгів обліку електроенергії встановленим вимогам.

10.4. Періодичність державної повірки повинна відповідати вимогам нормативних документів (додаток 3).

10.5. Результати державної повірки лічильника, пристрою обліку, і в цілому системи обліку оформлюються в відповідності з вимогами нормативних документів.

10.6. Перевірку розрахункового лічильника необхідно проводити на місці його встановлення у присутності представників зацікавлених Сторін.

10.7. Роботи по проведенню перевірки лічильників на енергооб'єкті виконуються з дотриманням всіх вимог Правил техніки безпеки при експлуатації електроустановок.

10.8. Перевірку лічильника та пристрою обліку треба виконувати на електростанціях та підстанціях по графікам:

10.8.1. Для електростанції с генераторами 50 МВт та більше і приєднань 110 кВ та вище один раз на рік.

10.8.2. Для електростанції с генераторами менше 50 МВт і приєднань 35 кВ та нижче один раз у два роки.

10.8.3. Безпосередньо після його встановлення, проведення ремонтних робіт в ланцюгах трансформаторів струму та напруги і при підвищеному небалансі.

10.9. Результати перевірки лічильника оформлюються актом (додаток 11), який надається всім зацікавленим Сторонам.

10.10. Перевірка навантаження ланцюгів трансформаторів струму та напруги, падіння напруги в ланцюгах трансформатора напруги потрібно проводити не менше одного разу на два роки.

10.11. Якщо похибка лічильника при перевірці не перевищує припустиму похибку встановлену на даний тип лічильника нормативною документацією, то лічильник залишається в роботі. В іншому випадку лічильник треба замінити. Припустимі похибки містять основну та додаткові похибки, які зумовлені режимами роботи мережі.

10.12. Роботи по експлуатації лічильників і організації розрахункового обліку електроенергії повинен проводити персонал відповідного Оператора.

10.13. Лічильники технічного обліку повинні бути на балансі Виробників, Постачальників електроенергії і НЕК "Укренерго", згідно належності енергооб'єктів.

10.14. Лічильники технічного обліку повинні проходити відомчу повірку відповідно з вимогами нормативних документів.

10.15. Повірені лічильники повинні мати на кріпленні кожуху лічильника пломби з тавром відомчої метрологічної служби.

10.16. Лічильники технічного обліку повинні обслуговуватися персоналом енергооб'єкту на якому вони встановлені, або персоналом відповідного Оператора.

10.17. Періодичність повірок лічильника технічного обліку встановлюється в відповідності з вимогами та нормативних документів.

10.18. Перевірку лічильника та пристрою обліку треба виконувати на електростанціях та підстанціях по графіках:

10.18.1. На електростанції з генераторами 50 МВт та більше і приєднань 110 кВ та вище один раз на два роки.

10.18.2. На електростанції з генераторами менше 50 МВт і приєднань 35 кВ та нижче відповідно строку міжповірочного інтервалу.

10.18.3. Безпосередньо після його встановлення, проведення ремонтних робіт в ланцюгах трансформаторів струму та напруги і при підвищеному небалансі.

10.19. Результати перевірки лічильника оформлюються актом (додаток 11), який надається всім зацікавленим Сторонам.

10.20. Перевірку навантаження ланцюгів трансформаторів струму та напруги, падіння напруги в ланцюгах трансформатора напруги потрібно проводити не менше одного разу на два роки.

10.21. Якщо похибка лічильника при перевірці не перевищує припустиму похибку встановлену на даний тип лічильника нормативною документацією, то лічильник залишається в роботі. В іншому випадку лічильник треба замінити. Припустимі похибки містять основну та додаткові похибки, які зумовлені режимами роботи мережі.

10.22. Втрати електроенергії в магістральних лініях визначаються згідно Методики про визначення втрат електроенергії у трансформаторах і лініях електропередач, що враховуються при фінансових розрахунках за електроенергію розрахунковим шляхом.

10.23. Роботи по експлуатації лічильників технічного обліку повинен проводити персонал відповідної електростанції, підстанції.

1. Небаланс електроенергії з-за похибок приладів обліку НБф (п.3 листа Міненерго України від 07.03.1996 N 21/1-21-9) враховується як витрата на власні потреби.

2. Витрати електроенергії на невеликі по обсягу ремонтні роботи, що виконуються епізодично в процесі експлуатації на електростанціях, враховуються як витрати на власні потреби електростанцій.

3. В витрати на власні потреби електростанції входить електроенергія, що споживається нею з енергосистеми і враховується лічильниками трансформаторів власних потреб.

4. В елементи витрат електроенергії на власні потреби теплової електростанції входять витрати на наступні об'єкти та види робіт:

механізми, що обслуговують розвантажувальні пристрої та склади палива, які належать електростанції;

механізми подачі та дроблення палива;

помел вугілля та пневматична подача пилу;

тягодуйні установки, димососи рециркуляції, вентилятори млинові та первинного повітря, бустерні та живильні насоси, насоси рециркуляції середовища прямоточних котлів, механізми золоуловлювання, золо- та шлаковилучення;

хімічне очищення та знесолення води, дренажні насоси, насоси технічного та пожежного водопостачання;

електродвигуни установок для очищення забрудненої води та димових газів, насосів освітленої води;

компресори і повітродувки системи очищення котлів та пневмоінструменту;

магнітні сепаратори і електродвигуни інших механізмів котельної установки;

втрати в трансформаторах власних потреб, які живлять механізми котлів і турбоагрегатів (лічильники встановлені на стороні НН трансформаторів);

механізми центрального пилузаводу;

циркуляційні насоси та вентилятори градирень (при загальному водопостачанні з розташованими поруч підприємствами обчислюється частка витрат електроенергії електростанції);

насоси конденсатні та водяних ежекторів турбін, дренажні насоси регенеративних підігрівачів, насоси установок по очищенню основного конденсату турбін, насоси підживлення водосховищ та циркуляційних систем, живильні і бустерні насоси, механізми по очищенню гідроохолоджувачів, валоповоротні прилади, масляні насоси систем змащення і регулювання та ущільнювачів генераторів, дренажні насоси та для перекачування;

екологічні механізми;

механізми, що обслуговують ВРУ;

втрати в підвищувальних трансформаторах;

втрати в шунтуючих реакторах;

витрати електроенергії при роботі генератора в режимі СК і на його допоміжне устаткування;

інше технологічне допоміжне устаткування турбіни;

мережні насоси і насоси, що підживлюють та підкачують, теплової мережі, які встановлені на території станції;

конденсатні насоси підігрівачів мережної води, конденсатні та живильні насоси пароперетворювачів;

конденсатні насоси конденсаторів при роботі на погіршеному вакуумі;

інші електродвигуни, що обслуговують теплофікаційну установку;

пікові водогрійні котли, що служать для додаткового, підігріву води після основних мережних підігрівачів турбоагрегатів;

електродвигуни мазутного господарства (пропорційно кількості мазуту, що був спалений піковими водогрійними котлами);

насоси устаткування по приготуванню і хімічній очистці води, що підживлює, для тепломережі і відновлення неповернення конденсату тепловими споживачами;

привід механізмів відкачування каналізаційних вод і їх очисних споруд;

охолодження генераторів і трансформаторів, компресори повітряних вимикачів, двигуни-генератори акумуляторних батарей та інші електродвигуни електроцеху, вимірювальної та ремонтної майстерень;

освітлення приміщень, електроінструмент, опалення та вентиляція, підйомні пристосування для ремонту обладнання.

5. В елементи витрат електроенергії на власні потреби гідроелектростанції входять витрати на наступні об'єкти та види робіт:

механізми, що обслуговують греблю, водоскидувачі, промивні пристрої, водозбирач ГЕС, водовипуски та інші;

освітлення і опалення приміщень споруд ГЕС, а також деривація і підігрів пазів затвору;

механізми, що обслуговують напірний басейн (аванкамери), промивні пристрої;

механізми, що обслуговують грати і пази затворів напірного фронту;

освітлення напірного басейну та опалення приміщень, що відносяться до споруд напірного басейну (аванкамери);

обігрів грат і затворів напірного фронту;

електродвигуни, що працюють в системі регулювання, в системі відкачки води з пересічного тракту гідроагрегатів та дренажних від будинку ГЕС;

електродвигуни масляного і пневматичного господарств ГЕС, системи пожежетушіння генераторів та будинку ГЕС;

механізми на відкриття-закриття затворів напірних трубопроводів та підйомних механізмів (кранів, ліфтів, лебідок та інші);

втрати в блочних трансформаторах і ТВП;

електрозварку, електроінструменти, механізми та верстати майстерень по ремонту гідромеханічного та електротехнічного обладнання;

освітлення, опалення та вентиляція всіх без винятку приміщень будинку ГЕС, а також приміщень розподільних пристроїв і освітлення його території.

5.1. Споживання активної енергії при роботі гідроагрегатів в режимі синхронного компенсатора треба відносити на рахунок енергопостачальних організацій.

6. В елементи витрат електроенергії на власні потреби атомної електростанції входять витрати на наступні об'єкти та види робіт:

6.1. Ядерна установка, що виробляє пар:

головні циркуляційні насоси та їхні допоміжні механізми;

насоси, що підживлюють, 1 контуру;

насоси води, що продуває, парогенераторів;

насоси чистого та брудного конденсату;

нагрівачі компенсаторів обсягу;