Стандарти та показники якості
Стандарти та показники якості
-
Якість обслуговування
Згідно «Порядку забезпечення стандартів якості електропостачання та надання компенсацій споживачам за їх недотримання», затвердженого постановою НКРЕКП від 12 червня 2018 року № 375:
До загальних стандартів якості надання послуг ОСР належать:
- рівень сервісу кол-центру протягом 30 секунд (відсоток дзвінків, з'єднаних з оператором колцентру протягом 30 секунд) у звітному році — не менше 75%;
- відсоток втрачених у черзі дзвінків кол-центру у звітному році — не більше 10%;
Загальні стандарти якості надання послуг ОСР поширюються лише на суб'єктів господарювання, що отримали ліцензію на провадження господарської діяльності з розподілу електричної енергії та які мають споживачів, кількість яких перевищує 100 000;
До гарантованих стандартів якості надання послуг ОСР належать:
1. Дотримання показників змінення напруги, встановлених Кодексом систем розподілу;
2. Усунення причин недотримання показників якості електричної енергії за результатами розгляду скарги/звернення/претензії споживача або групи споживачів (колективної скарги/звернення/претензії) щодо якості електричної енергії з дня, наступного за днем, коли ОСР став відомий факт недотримання показників якості електричної енергії за результатами проведення вимірювання, або з дня, наступного за днем отримання скарги/звернення/претензії, якщо ОСР уже були відомі причини недотримання показників якості електричної енергії:
- у строк 30 днів у разі можливості їх усунення оперативними діями персоналу ОСР;
- у строк 180 днів у разі необхідності проведення будівельних робіт або заміни елементів мережі;
3. Розгляд скарги/звернення/претензії споживача або групи споживачів (колективної скарги/звернення/претензії) щодо якості електричної енергії з наданням інформації, зазначеної у пункті 13.2.2 глави 13.2 розділу xiii кодексу систем розподілу, з дня отримання скарги/звернення/претензії:
- у строк 15 днів без проведення вимірювань параметрів якості електричної енергії відповідно до вимог глави 13.2 розділу XIII Кодексу систем розподілу;
- у строк 30 днів у разі проведення вимірювань параметрів якості електричної енергії відповідно до вимог глави 13.2 розділу XIII Кодексу систем розподілу;
- у строк 45 днів у разі проведення вимірювань параметрів якості електричної енергії відповідно до вимог глави 13.2 розділу XIII Кодексу систем розподілу для скарги/звернення/претензії від групи споживачів (колективної скарги/звернення/претензії);
4. Відновлення електропостачання після початку перерви в електропостачанні, відновлення подачі напруги за відсутності напруги на одній фазі у споживачів з трифазною схемою живлення протягом 22 годин.
Тривалість електропостачання після відновлення повинна становити не менше 30 хвилин;
5. Відновлення електропостачання після початку планової перерви в електропостачанні з попередженням споживачів:
- протягом 12 годин та 6 годин у зимові місяці сумарно на добу;
- протягом 24 годин та 8 годин у зимові місяці сумарно на добу для планових перерв, які виникли внаслідок проведення робіт з капітального ремонту, будівництва, технічного переоснащення, реконструкції, модернізації електричних мереж, якщо виконання таких робіт передбачене інвестиційною програмою ОСР та/або річною програмою ремонтів ОСР, та/або при реалізації договорів приєднання електроустановок споживачів згідно з чинними нормативними документами;
6. Видача технічних умов на приєднання (разом із розрахунком вартості плати за приєднання до електричних мереж та рахунком на оплату вартості послуги з приєднання для нестандартного приєднання), починаючи з наступного робочого дня від дати реєстрації заяви про приєднання та отримання повного пакета документів:
- у строк 10 робочих днів для стандартного приєднання;
- у строк 10 робочих днів для нестандартного приєднання без необхідності погодження технічних умов з ОСП;
- у строк 20 робочих днів для нестандартного приєднання за необхідності погодження технічних умов з ОСП;
7. Подання робочої напруги для проведення випробувань електрообладнання замовника з дня отримання заяви замовника з повним пакетом документів відповідно до вимог Кодексу систем розподілу:
- у строк 5 робочих днів, якщо подання напруги не потребує припинення електропостачання інших користувачів;
- у строк 10 робочих днів, якщо подання напруги потребує припинення електропостачання інших користувачів;
8. Підключення електроустановок замовника до електричної мережі з дня отримання заяви замовника:
- у строк 5 робочих днів, якщо підключення не потребує припинення електропостачання інших користувачів;
- у строк 10 робочих днів, якщо підключення потребує припинення електропостачання інших користувачів;
9. Видача паперового примірника підписаного договору про надання послуг з розподілу у строк 3 робочі дні від дати отримання відповідного звернення споживача;
10. Видача підписаного ОСР паспорта точки розподілу у строк 10 робочих днів від дати отримання відповідного звернення споживача;
11. Відновлення електроживлення електроустановки споживача, яка відключена за заявою споживача, у строк 5 робочих днів з дати надання споживачем документів, що підтверджують оплату ліцензіату послуги з відновлення електроживлення;
12. Відновлення електроживлення електроустановки споживача, яка відключена за ініціативою ОСР, з дати надання споживачем підтвердження усунення виявлених порушень, оплати заборгованості за надані послуги та/або несанкціонований відбір електричної енергії, а також відшкодування збитків (за їх наявності):
- у міській місцевості — у строк 3 робочі дні;
- у сільській місцевості — у строк 5 робочих днів;
13. Відновлення електроживлення електроустановки споживача, яка відключена за зверненням електропостачальника, з дати отримання від електропостачальника інформації про усунення причин відключення:
- у міській місцевості — у строк 3 робочі дні;
- у сільській місцевості — у строк 5 робочих днів;
14. Контрольний огляд, технічна перевірка вузла обліку електричної енергії за зверненням споживача:
-
протягом 20 робочих днів з дня реєстрації звернення споживача, якщо засоби комерційного обліку належать ОСР;
-
протягом 20 робочих днів з дня оплати споживачем вартості робіт, якщо засоби комерційного обліку належать споживачу;
15. Розгляд звернень/скарг/претензій споживачів з дня отримання звернення/скарги/претензії споживача
- у строк 30 днів;
- у строк 45 днів, якщо під час розгляду звернення необхідно здійснити технічну перевірку або провести експертизу засобу обліку електричної енергії;
16. Розгляд звернень споживачів щодо відшкодування збитків, завданих унаслідок недотримання ОСР показників якості електропостачання, у строк 30 днів з дати отримання звернення;
17. Розгляд звернень споживачів щодо перевірки правильності рахунка за послуги з розподілу електричної енергії, якщо виставлення таких рахунків ОСР передбачене в договорі про надання послуг з розподілу електричної енергії зі споживачем, у строк 5 робочих днів з дати отримання звернення;
18. Експертиза засобів комерційного обліку у строк 20 робочих днів з дня оплати споживачем її вартості;
19. Розгляд звернення споживача щодо виправлення помилкових показів лічильника у платіжному документі від дня отримання ОСР відповідного звернення:
- протягом 5 робочих днів;
- протягом 20 робочих днів у разі потреби проведення перевірки лічильника;
20. Установлення, введення в експлуатацію та облік лічильника електричної енергії індивідуального побутового споживача у строк 7 робочих днів з дня оплати індивідуальним побутовим споживачем цих послуг;
21. Заміна або зміна місця встановлення лічильника електричної енергії протягом 7 робочих днів від дня звернення споживача (або від дня оплати споживачем цих послуг, якщо така оплата передбачена вимогами Кодексу комерційного обліку електричної енергії);
22. Кількість перерв в електропостачанні протягом 12 календарних місяців у точці розподілу споживача (тривалістю понад одну годину):
- для запланованих перерв без попередження споживача та перерв з причин технологічних порушень в електричних мережах ліцензіата:
- у міській місцевості — менш як 7;
- у сільській місцевості — менш як 9;
Для запланованих перерв із попередженням споживача (без урахування запланованих перерв в електропостачанні, які виникли внаслідок проведення робіт з капітального ремонту, будівництва, технічного переоснащення, реконструкції, модернізації електричних мереж, якщо виконання таких робіт передбачене інвестиційною програмою ОСР та/або річною програмою ремонтів ОСР, та/або при реалізації договорів приєднання електроустановок споживачів згідно з чинними нормативними документами) — менш як 12.
-
Інформація щодо дотримання загальних та гарантованих стандартів якості надання послуг ОСР та сум наданих компенсацій за недотримання гарантованих стандартів якості надання послуг
-
Звіт про звернення та скарги користувачів (споживачів) оператора системи розподілу
-
Звіт щодо показників комерційної якості надання послуг з розподілу електричної енергії
-
Надійність електропостачання
Надійність (безперервність) електропостачання споживача характеризується такими показниками:
1) індекс середньої тривалості довгих перерв в електропостачанні в системі (SAIDI) розраховується як відношення сумарної тривалості довгих перерв в електропостачанні в точках комерційного обліку електричної енергії, в яких було припинене електропостачання за звітний період, до загальної кількості точок комерційного обліку електричної енергії за формулою.
- ti – тривалість i-ї тривалої перерви в електропостачанні, хв.
- ni – кількість клієнтів, відключених у результаті 1-ї тривалої перерви в електропостачанні
- k – кількість тривалих перерв в електропостачанні упродовж звітного періоду
- і – номер тривалої перерви в електропостачанні, і = 1, 2, 3, ... k
- n – загальна кількість клієнтів
2) індекс середньої частоти довгих перерв в електропостачанні в системі (SAIFI) розраховується як відношення сумарної кількості відключених точок комерційного обліку електричної енергії, в яких було припинене електропостачання внаслідок усіх довгих перерв в електропостачанні протягом звітного періоду, до загальної кількості точок комерційного обліку електричної енергії за формулою.
- ni - кількість клієнтів, відключених в результаті довгої перерви в електропостачанні;
- k – кількість тривалих перерв в електропостачанні упродовж звітного періоду;
- і - номер довгої перерви в електропостачанні, i = 1, 2, 3, ... k;
- n – загальна кількість клієнтів
3) індекс середньої частоти коротких перерв в електропостачанні в системі (MAIFI) розраховується як відношення сумарної кількості відключених точок комерційного обліку електричної енергії, в яких було припинене електропостачання внаслідок усіх коротких перерв в електропостачанні протягом звітного періоду, до загальної кількості точок комерційного обліку електричної енергії за формулою.
- nj – кількість точок комерційного обліку електричної енергії, у яких було припинено електропостачання в результаті j-ї короткої перерви в електропостачанні, од.;
- r – кількість коротких перерв в електропостачанні упродовж звітного періоду;
- j – номер короткої перерви в електропостачанні, j = 1, 2, 3,… r.
4) розрахунковий обсяг невідпущеної електроенергії (ENS) розраховується як сума добутків кількості точок комерційного обліку електричної енергії, в яких було припинене електропостачання, на тривалість довгої перерви та на середнє споживання електроенергії на відповідному рівні напруги за формулою.
- ti – тривалість i-ї тривалої перерви в електропостачанні, хв.
- ni – кількість клієнтів, відключених у результаті 1-ї тривалої перерви в електропостачанні
- k – кількість тривалих перерв в електропостачанні упродовж звітного періоду
- і – номер тривалої перерви в електропостачанні, і = 1, 2, 3, ... k
-
Звіти щодо показників надійності (безперервності) електропостачання
-
Якість електричної енергії
Якість електричної енергії характеризується фізичними параметрами поставленої споживачу електричної енергії та їх відповідністю встановленому стандарту.
-
Параметри якості електричної енергії в точках приєднання споживачів у нормальних умовах експлуатації мають відповідати параметрам, визначеним у ДСТУ EN 50160:2014 «Характеристики напруги електропостачання в електричних мережах загального призначення» (далі — ДСТУ EN 50160:2014).
-
Стандартна номінальна напруга Uп для мереж низької напруги загального призначення має значення 220 В між фазним і нульовим проводом або між фазними проводами:
- для трифазних чотирипровідних мереж: Uп=220 В між фазним та нульовим проводом;
- для трифазних трипровідних мереж: Uп=220 В між фазними проводами;
Зміна напруги не повинна перевищувати ±10 % від величини номінальної напруги.
-
Частота напруги електропостачання для мереж низької напруги має бути в межах:
- для систем, які синхронно приєднані до ОЕС України — 50 Гц ±1 % протягом 99,5 % часу за рік та 50 Гц +4 % (-6 %) протягом 100 % часу;
- для систем без синхронного приєднання до ОЕС України — 50 Гц ±2 % протягом 99,5 % часу за рік та 50 Гц ±15 % протягом 100 % часу;
-
Показник довготривалого флікера (мерехтіння), спричиненого коливанням напруги, для мереж низької напруги має бути меншим або рівним 1 для 95 % часу спостереження.
-
95 % середньоквадратичних значень складника зворотної послідовності напруги електропостачання, усереднених на 10-хвилинному проміжку, для мереж низької напруги мають бути в межах від 0 % до 2 % від складника напруги прямої послідовності.
-
95 % середньоквадратичних значень напруги кожної гармоніки, усереднених на 10-хвилинному проміжку, для мереж низької напруги мають бути меншими або рівними наступним значенням:
Непарні гармоніки Парні гармоніки не кратні 3 кратні 3 порядок відносна амплітуда порядок відносна амплітуда порядок відносна амплітуда 5 6,0 % 3 5,0 % 2 2,0 % 7 5,0 % 9 1,5 % 4 1,0 % 11 3,5 % 15 1,5 % 6...24 0,5 % 13 3,0 % 21 0,5 % 17 2,0 % 19 1,5 % 23 1,5 % 25 1,5 % 7. Сумарний коефіцієнт гармонічних спотворень напруги електропостачання, ураховуючи всі гармоніки до 40-ї включно, для мереж низької напруги має бути меншим чи рівним 8 %.
8. Показники якості електричної енергії для мереж середньої та високої напруги, методи випробування та інші характеристики якості електроенергії наведені у ДСТУ EN 50160:2014.
-
-
Інформація щодо заходів покращення своїх мереж та оптимізації їх режимів роботи
2022 рік
У 2022 році ДТЕК Дніпровські електромережі на покращення технічного стану електричних мереж повинні направити майже 634 млн грн. Фактично за 2022 рік направлено понад 478 млн грн на покращення електропостачання та розвиток енергоінфраструктури.
Було виконано реконструкцію однієї високовольтної лінії 35-150 кВ загальною протяжністю 18,53 км, також була проведена модернізація 709 трансформаторних підстанцій, та встановлено 4 реклоузери на повітряних лініях 6(10) кВ.
Згідно з Постановою НКРЕКП № 851 від 02.08.2022 «Про внесення змін до постанови НКРЕКП від 26.04.2022 року № 406», продовжено терміни виконання схваленої інвестиційної програми на 2022 рік до 31 грудня 2023 року.
2021 рік
У 2021 році ДТЕК Дніпровські електромережі на покращення технічного стану електричних мереж направили майже 610 млн грн.
Було виконано реконструкцію двох високовольтних ліній 35-150 кВ загальною протяжністю 8,55 км, ста десяти низьковольтних ліній 0,4-10 кВ загальною протяжністю 219,5 км, що підвищило стійкість ліній електропередач щодо впливів ожеледі та вітрових навантажень, грозових перенапруг, а також підвищити пропускну здатність мереж, зменшити втрати в мережі та підвищити показники якості електроенергії; зменшити електричну та пожежну небезпеку у населеній, забудованій місцевості.
Замінено чотири силових трансформатори напругою 35 кВ та 150 кВ, замінено 29 шт. комутаційних апаратів (повітряних вимикачів 150 кВ, масляних вимикачів 6, 10, 35 кВ, роз’єднувачів 35 кВ), реалізовано 4 заходи з технічного переоснащення підстанцій з заміною промислових акумуляторних батарей, що відпрацювали свій експлуатаційний ресурс, мають дефекти в роботі, не забезпечують надійність роботи мереж, проведено реконструкція п’яти РП. Також проведено технічне переоснащення 45 РП (в частині встановлення шаф ШНВА, заміни мікропроцесорних пристроїв, заміни комірок КСО, ЩО), замінено 40 силових трансформаторів в ТП 6-10 кВ.
Встановлено 673 блоків компенсації холостого ходу силових трансформаторів, які компенсують реактивну потужність, зменшуються втрати і як наслідок підвищується якість електроенергії та призводить до зменшення її вартості.
На оптимізацію режимів роботи електричних мереж витрачено понад 56 млн грн для встановлення 50 пунктів секціонування повітряних ліній 10 кВ з реклоузерами, телемеханізацію 12 РП та впровадження нової централізованої автоматизованої системи диспетчерського-технологічного управління, що дозволяє: суттєво зменшити час на ліквідацію аварійних відключень, зменшити втрати електроенергії у мережах та покращити якість енергопостачання споживачів. Таким чином, зменшується кількість відключених споживачів, скорочується частота та тривалість перерв в електропостачанні у споживачів, і поліпшується якість наданих послуг.
2020 рік
У 2020 році ДТЕК Дніпровські електромережі на покращення технічного стану електричних мереж направили майже 500 млн грн.
Було виконано реконструкцію шести високовольтних ліній 35-150 кВ загальною протяжністю 54,34 км, ста тридцяти шести низьковольтних ліній 0,4-10 кВ загальною протяжністю 291,34 км, що підвищило стійкість ліній електропередач щодо впливів ожеледі та вітрових навантажень, грозових перенапруг, а також підвищити пропускну здатність мереж, зменшити втрати в мережі та підвищити показники якості електроенергії; зменшити електричну та пожежну небезпеку у населеній, забудованій місцевості.
Замінено два силових трансформатори напругою 35 кВ та 150 кВ, замінено 176 шт. комутаційних апаратів (повітряних вимикачів 150 кВ, масляних вимикачів 6, 10, 35 кВ, роз’єднувачів 35 кВ), реалізовано 74 заходи з технічного переоснащення підстанцій з заміною промислових акумуляторних батарей, заміною електромеханічних пристроїв захисту та автоматики на мікропроцесорні пристрої, заміною комірок КСО та панелей ЩО, що відпрацювали свій експлуатаційний ресурс, мають дефекти в роботі, не забезпечують надійність роботи мереж.
Встановлено 199 блоків компенсації холостого ходу силових трансформаторів, які компенсують реактивну потужність, зменшуються втрати і як наслідок підвищується якість електроенергії та призводить до зменшення її вартості.
На оптимізацію режимів роботи електричних мереж витрачено понад 44 млн грн для встановлення 17 пунктів секціонування повітряних ліній 10 кВ з реклоузерами, телемеханізацію дев’яти підстанцій 35 кВ та впровадження нової централізованої автоматизованої системи диспетчерського-технологічного управління, що дозволяє: суттєво зменшити час на ліквідацію аварійних відключень, зменшити втрати електроенергії у мережах та покращити якість енергопостачання споживачів. Таким чином, зменшується кількість відключених споживачів, скорочується частота та тривалість перерв в електропостачанні у споживачів, і поліпшується якість наданих послуг.
-
Моніторинг дотримання стандартів та вимог до якості обслуговування клієнтів
2024 р.
- Результати моніторингу дотримання стандартів та вимог до якості обслуговування клієнтів за I квартал 2024 р.
- Результати моніторингу дотримання стандартів та вимог до якості обслуговування клієнтів за II квартал 2024 р.
- Результати моніторингу дотримання стандартів та вимог до якості обслуговування клієнтів за IIІ квартал 2024 р.
- Результати моніторингу дотримання стандартів та вимог до якості обслуговування клієнтів за IV квартал 2024 р.
2023 р.
- Результати моніторингу дотримання стандартів та вимог до якості обслуговування клієнтів за I квартал 2023 р.
- Результати моніторингу дотримання стандартів та вимог до якості обслуговування клієнтів за II квартал 2023 р.
- Результати моніторингу дотримання стандартів та вимог до якості обслуговування клієнтів за III квартал 2023 р.
- Результати моніторингу дотримання стандартів та вимог до якості обслуговування клієнтів за IV квартал 2023 р.
2022 р.
- Результати моніторингу дотримання стандартів та вимог до якості обслуговування клієнтів за I квартал 2022 р.
- Результати моніторингу дотримання стандартів та вимог до якості обслуговування клієнтів за II квартал 2022 р.
- Результати моніторингу дотримання стандартів та вимог до якості обслуговування клієнтів за III квартал 2022 р.
- Результати моніторингу дотримання стандартів та вимог до якості обслуговування клієнтів за IV квартал 2022 р.
2021 р.
- Результати моніторингу дотримання стандартів та вимог до якості обслуговування клієнтів за I квартал 2021 р.
- Результати моніторингу дотримання стандартів та вимог до якості обслуговування клієнтів за II квартал 2021 р.
- Результати моніторингу дотримання стандартів та вимог до якості обслуговування клієнтів за III квартал 2021 р.
- Результати моніторингу дотримання стандартів та вимог до якості обслуговування клієнтів за IV квартал 2021 р.
2020 р.
- Результати моніторингу дотримання стандартів та вимог до якості обслуговування клієнтів за I квартал 2020 р.
- Результати моніторингу дотримання стандартів та вимог до якості обслуговування клієнтів за II квартал 2020 р.
- Результати моніторингу дотримання стандартів та вимог до якості обслуговування клієнтів за III квартал 2020 р.
- Результати моніторингу дотримання стандартів та вимог до якості обслуговування клієнтів за IV квартал 2020 р.