Стартовая >> Документация >> Энергонадзор >> Методика составления структуры баланса электроэнергии в электрических сетях 0,38-150кВ

Нормирование технологических затрат электроэнергии - Методика составления структуры баланса электроэнергии в электрических сетях 0,38-150кВ

Оглавление
Методика составления структуры баланса электроэнергии в электрических сетях 0,38-150кВ
Термины и определения
Баланс электроэнергии
Нормирование технологических затрат электроэнергии
Порядок корректирования составляющих структуры баланса электроэнергии
Основные положения оценочного анализа структуры ЗНВЕ
Структура баланса электроэнергии
Каталожные данные трансформаторов
Методика нормирования ТВЕ в системообразующей сети
Методика нормирования ТВЕ в распределительной сети
Вычисление расчетных потерь электроэнергии в других элементах сети
Методика вычисления нормативного значения метрологических потерь
Прогнозирование структуры НЗТВЕ

Нормирование технологических затрат электроэнергии в электрических сетях 0,38-150 кВ

6.1 Основные положения
6.1.1 Нормирование ТВЕ в электрических сетях заключается в получении научно обоснованной структуры прогнозных или отчетных НЗТВЕ в абсолютных значениях за соответствующий расчетный период на основе официальных отчетных данных о технических параметрах элементов сетей и структуру баланса электроэнергии.
Особенностью процесса передачи электроэнергии электрическими сетями является нелинейная зависимость НЗТВЕ от объема передачи электроэнергии. Поэтому норма, как величина постоянная и равная отношению НЗТВЕ к объему передачи электроэнергии, не может быть примененная для характеристики этого процесса.

  1. Методики вычисления структуры ТВЕ, что грунтуются на статистических данных, не могут применяться для нормирования.
  2. НХТВЕ разрабатывается на основе отчетных технических данных электрических сетей за базовый год и принципиальных схем нормального режима электрической сети каждой класса напряжения на расчетный период, в которой учтенные запланированные на этот период мероприятия со снижение ТВЕ, и не зависит от режимных факторов и объемов передачи электроэнергии. НХТВЕ есть постоянной
    для расчетного периода (года), для которого она разработана. Режимная информация для расчета физических параметров сети, которые являются составными НХТВЕ, не используется.

НХТВЕ разрабатываются в виде:

  1. расчетных схем электрических сетей (перечня элементов схемы) каждой класса напряжения и технических данных (параметров) элементов этих сетей;
  2. значений эквивалентных групповых сопротивлений или сопротивлений многоэлементных ЛЭП и трансформаторов каждой класса напряжения;
  3. аналитической зависимости технических расчетных потерь в элементах электрических сетей от режимных факторов.

6.1.4 Вычисление структуры технических расчетных потерь электроэнергии в электрической сети выполняется с использованием утвержденных НХТВЕ, структуры отчетного (прогнозного) баланса электроэнергии за расчетный период, режимной информации и нормированных значений коэффициентов реактивной мощности.
6.1.5 Во время вычисления значений расчетных потерь электроэнергии ЛЭП степеней напряжения 3-150 кВ, трансформаторы 35-150 кВ независимо от схемы соединений обмоток и трансформаторы 3-27 кВ со схемой соединений "звезда (треугольник)/треугольник" следует рассматривать как элементы сети с симметричной нагрузкой, а трансформаторы 3-27 кВ со схемой соединений "звезда (треугольник)/звезда с нулевым выводом" и ЛЭП класса напряжения 0,38 кВ - как элементы сети с несимметричной нагрузкой.
6.1.6 НЗТВЕ используются для:

  1. выполнение технико-экономических расчетов;
  2. составление прогнозного баланса электроэнергии;

- анализа структуры отчетного баланса электроэнергии и разработка мероприятий со снижение ТВЕ.

6.2 Входные данные для разработки НХТВБ и вычисление структуры НЗТВЕ
6.2.1 НХТВЕ на расчетный период разрабатывается на основе отчетных технических характеристик электрических сетей станом на 01.01 расчетного года.
6.2.2 Техническими характеристиками электрических сетей есть:

  1. определенные на основании принципиальных схем нормального режима работы электрических сетей каждого из степеней напряжения 3-150 кВ данные о мощности собственных двухобмоточных и терхообмоточных трансформаторов, которые используются для передачи электроэнергии потребителям и соседним лицензиатам-передатчикам, их количество, потери мощности нерабочего хода (н.х.) и короткого замыкания (к.з.) трансформаторов каждой класса напряжения (потери мощности н.х. и к.з. для трансформаторов номинального напряжения 35-150 кВ должны отвечать их паспортным (заводским) данным или данным измерений после капитального ремонта, для трансформаторов номинального напряжения 3-10 кВ - заводским данным или данным измерений после капитального ремонта, а при отсутствии этих данных – каталожными данным, которые представлены в приложении Б);
  2. определенные на основании принципиальных схем нормального режима работы сетей каждого из степеней напряжения 3-150 кВ данные о суммарной длине собственных ВЛ и КЛ, присоединенную мощность собственных трансформаторов, трансформаторов потребителей и соседних лицензиатов-передатчиков, максимальное и минимальное значения номинальной мощности трансформаторов, количество воздушных и кабельных фидеров;
  3. определенные на основании принципиальных схем нормального режима работы сетей каждого из степеней напряжения 3 5-150 кВ данные о длине каждого участка ЛЭП и марку провода или кабеля;
  4. определенные на основании принципиальных схем нормального режима работы сетей каждого из степеней напряжения 3-27 кВ данные о суммарной длине каждого собственного воздушного или кабельного фидера и присоединенную к нему суммарную мощность собственных трансформаторов, трансформаторов потребителей и соседних лицензиатов-передатчиков;

• составленный на основании принципиальных схем нормального режима работы сетей каждого из степеней напряжения 3-150 кВ перечень фидеров и трансформаторов, которые питаются помимо ЛЭП, потребителей и соседних лицензиатов-передатчиков, отдача электроэнергии в которые есть безпотерьной;

  1. определенные соответственно перечню воздушных и кабельных фидеров степени напряжение 0,38 кВ, который составляется на основании поопорных схем электрических сетей класса напряжения 0,38 кВ согласно принципиальной схеме нормального режима, данные о суммарной длине каждого собственного фидера, количество собственных воздушных и кабельных фидеров, количество воздушных и кабельных фидеров потребителей и соседних лицензиатов-передатчиков;
  2. дани о суммарной длине и количестве однофазных и, трехфазных воздушных и кабельных вводов в индивидуальные жилые дома;
  3. данные о суммарной длине внутридомовых сетей, которая вычислена на основании количества бытовых потребителей и усредненного значения длины внутридомовой сети (в трехфазном эквиваленте), принятого равным 0,001 км на один бытового потребителя;
  4. количество комплектов ТС и ТН на каждом класса напряжения;
  5. количество трехфазных и однофазных индукционных счетчиков потребителей;
  6. объем реактивной электроэнергии, произведенной собственными БСК;
  7. количество и технические данные токоограничивающих реакторов;
  8. количество и технические данные дугогасящих катушек;
  9. утвержденные на расчетный период принципиальные схемы нормального режима работы сетей каждого из степеней напряжения 3-150 кВ, перечень и технические данные воздушных и кабельных фидеров класса напряжения 0,38 кВ, которые питаются соответственно принципиальной схеме нормального режима от ТП 35-3/0,38 кВ;
  10. кодирование фидеров соответственно принципиальным схемам нормального режима каждой класса напряжения 3 кВ и выше распределительной сети.

Суммарную расчетную длину собственных воздушных и кабельных фидеров класса напряжения 0,38 кВ вычисляют с учетом суммарной длины однофазных (в трехфазном эквиваленте) и трехфазных воздушных и кабельных вводов и суммарной длины внутридомовых сетей.
6.2.3 Во время разработки НХТВЕ должны использоваться технические характеристики элементов электрических сетей лицензиата-передатчика в пределах балансовой принадлежности технологических затрат электроэнергии в электрических сетях (за признаком отнесения ТВЕ в этих элементах на баланс лицензиата-передатчика границы балансовой принадлежности элементов сетей должны совпадать с точками расчетного учета электроэнергии).
Следует иметь в виду, что данные годового отчета, которые, как правило, используются во время разработки НХТВЕ для общей характеристики сетей, могут указываться в пределах балансовой принадлежности. Границы балансовой принадлежности в отдельных случаях, если такое предусмотрено действующими договорами, могут не совпадать с границами балансовой принадлежности ТВЕ в электрических сетях.
Технические данные элементов электрических сетей (ЛЭП и трансформаторов), что не имеют ведомственной принадлежности и используются лицензиатом-передатчиком для передачи электрической энергии поставщиков, ТВЕ в которых не могут быть возмещенные собственником из-за его отсутствия, следует учитывать во время разработки НХТВЕ и вычисление НЗТВЕ таким же чином, как это осуществляется для собственных ЛЭП и трансформаторов.
6.2.4 Структуру НЗТВЕ на расчетный период вычисляют на основании структуры отчетного баланса электроэнергии за расчетный период и официальной информации о параметрах электрических режимов сетей.
Структура отчетного баланса электроэнергии принимается согласно ведомственной форме отчетности 1Б-ТВЕ "Структура баланса электроэнергии и технологических затрат электроэнергии в электрических сетях". Используются также первичные отчетные документы лицензиата-передатчика, которые содержат информацию, на основании которой составляется форма отчетности 1Б-ТВЕ, а именно: акты о составлении баланса электроэнергии на подстанциях (электростанциях) и акты об использованной электрической энергии потребителями.
Если границы балансовой принадлежности технологических затрат электроэнергии в электрических сетях в расчетных периодах текущего года не совпадают с этими границами в базовом году, то структура отчетного баланса электроэнергии за такие периоды базового года должна быть приведена в соответствие с границами балансовой принадлежности ТВЕ в электрических сетях в расчетных периодах текущего года.
К официальной информации о параметрах электрических режимов сетей принадлежат:

  1. согласованные и подтвержденные официально электроэнергетической системой данные о среднеэксплуатационных равные напряжения во всех центрах питания местных (локальных) электрических сетей (шинах 150, 110 и 35 кВ подстанций 750-220 кВ электроэнергетических систем и электростанций) за каждый расчетный период;
  2. данные о максимальном и минимальном нагрузках электрических сетей за каждый расчетный период.

Среднеэксплутационных уровень напряжения в центре питания местных (локальных) электрических сетей определяют путем усреднения среднеэксплутационных значений напряжения за каждые пор расчетного периода в режиме близкому к максимальному. Под режимом близким к максимальному следует считать режим, который длился на протяжении полчаса к и после фиксирования максимуму нагрузки.
К другой официальной информации о параметрах электрических режимов сети, использование которой разрешает уточнить значение технических расчетных потерь электроэнергии в ее элементах, принадлежат данные контрольных измерений, данные суточных сведений о параметрах электрических режимов работы сети и т.д.
6.2.5 Для вычисления структуры технических расчетных потерь электроэнергии в элементах системообразующих сетей степеней напряжения 150 и 110 кВ, в первую очередь в элементах, которые принадлежат к запертым контурам, может использоваться информация о потоках активной и реактивной энергии (мощности), полученная с помощью АСОЕ верхнего уровня, который отвечает требованиям раздела 8 "Инструкции о порядке коммерческого учета электрической
энергии".

6.3 Критерии выбора вида НХТВЕ и порядок применения методик нормирования ТВЕ
6.3.1 Основным критерием выбора вида НХТВЕ есть имеющийся объем официальных входных данных, которые реально могут быть использованы для вычисления структуры НЗТВЕ с максимально низкой погрешностью. Разработка НХТВЕ и вычисление составляющих НЗТВЕ в элементах системообразующих и распределительных электрических сетей выполняется согласно требованиям методик, которые представлены в приложениях В і Г соответственно.
6.3.2 Разработку НХТВЕ электрических сетей степеней напряжения ПО и 150 кВ в случае наличия в них запертых контуров должны выполняться в виде расчетной схемы сети и технических данных ЛЭП и трансформаторов каждой класса напряжения по методике, которая представлена в разделе В. 2 приложению В.
Вычисление технических расчетных потерь электроэнергии за расчетный период в каждом участке ЛЭП и каждому трансформаторе электрических сетей степеней напряжения 110 и 150 кВ (поэлементний расчет) выполняются согласно разделу В.С или В.5 приложению В на основании конкретных неэквивалентованых параметров этих элементов, объемов перетекания активной и реактивной энергии через эти элементы, фактических значений напряжений (согласно разделу В.З) подтвержденных ли официально электроэнергетической системой данных о среднеэксплутационные равные напряжения во всех центрах питания (согласно разделу В.5), а также с учетом потерь электроэнергии в других элементах сети.
Запрещается с целью упрощения разработки НХТВЕ превращать схему запертой сети 110 и 150 кВ в расчетную схему разомкнутой сети и применять для этих сетей методики нормирования ТВЕ, в которых предполагается эквивалентирования отдельных ЛЭП и сетей в целом.

  1. НХТВЕ электрической сети класса напряжения 35 кВ могут разрабатываться в виде расчетной схемы сети и технических данных ЛЭП и трансформаторов. В этом случае вычисления технических расчетных потерь за расчетный период в каждом участке ЛЭП и каждому трансформаторе электрической сети класса напряжения 35 кВ выполняют равно как для сетей степеней напряжения 110 и 150 кВ.
  2. Разработка НХТВЕ электрических сетей степеней напряжения ПО и 150 кВ в случае отсутствия в них запертых контуров могут выполнять в виде эквивалентных сопротивлений многоэлементных ЛЭП и трансформаторов каждой класса напряжения по методике, которая представлена в приложении Г.

Для вычисления составляющих структуры НЗТВЕ применяют методику за Г.4.1.2 приложению Г, что предусматривает вычисление составляющих структуры НЗТВЕ на основании значений эквивалентных сопротивлений многоэлементных ЛЭП и главных потоков энергии путем поэлементного расчета потерь электроэнергии в ЛЭП и трансформаторах.
6.3.5 Разработку НХТВЕ электрической сети класса напряжения 35 кВ могут выполнять в виде эквивалентных групповых сопротивлений или сопротивлений многоэлементных ЛЭП и трансформаторов по методике, которая представлена в приложении Г.
Для вычисления составляющих структуры НЗТВЕ применяют методику, которая предусматривает определение составляющих структуры НЗТВЕ на основании:

  1. значений эквивалентных групповых сопротивлений ЛЭП и трансформаторов и перетекание электроэнергии по этим эквивалентным сопротивлениям за расчетный (за Г.4.1.1 приложению Г);
  2. значений эквивалентных сопротивлений многоэлементных ЛЭП и главных потоков энергии (за Г.4.1.2 приложению Г).
  1. Для сетей степеней напряжения 35-150 кВ в случае возможности выбора вида НХТВЕ преимущество следует отдать НХТВЕ в виде расчетной схемы сети и технических данных ЛЭП и трансформаторов.
  2. Разработка НХТВЕ электрических сетей степеней напряжений 0,38-27 кВ выполняют в виде эквивалентных групповых сопротивлений или сопротивлений многоэлементных ЛЭП и трансформаторов каждой класса напряжения по методике, которая представлена в приложении Г.

Для вычисления составляющих структуры НЗТВЕ электрических сетей степеней напряжений 0,38-27 кВ применяют методику, которая предусматривает определение составляющих структуры НЗТВЕ на основании значений эквивалентных групповых сопротивлений ЛЭП и трансформаторов и перетекание электроэнергии по этим эквивалентным сопротивлениям за расчетный период согласно Г.4.1.1 приложению Г.
В отдельных случаях для вычисления составляющих структуры НЗТВЕ электрических сетей степеней напряжений 3-27 кВ при наличии необходимого объема входных данных может применяться методика, которая предусматривает вычисление составляющих структуры НЗТВЕ на основании значений эквивалентных сопротивлений многоэлементных ЛЭП и главных потоков энергии соответственно Г.4.1.2 приложению Г путем поэлементного расчета потерь электроэнергии в ЛЭП и трансформаторах, или в части этих ЛЭП и трансформаторов.

  1. Вычисление эквивалентных групповых сопротивлений ЛЭП степеней напряжений 3-6 кВ и выше по обобщенным параметрам во время нормирования запрещается. Эти эквивалентные сопротивления должны определяться на основании кодирования фидеров соответственно принципиальным схемам нормального режима электрических сетей каждой класса напряжения.
  2. НХТВЕ в виде аналитической зависимости технических расчетных потерь в элементах электрических сетей от режимных факторов, методика разработки которой изложена в разделе Г. 5 приложению Г, может применяться только для определения прогнозных НЗТВЕ в электрических сетях, НХТВЕ которых разработанные в виде эквивалентных групповых сопротивлений или сопротивлений многоэлементных
    ЛЭП и трансформаторов каждой класса напряжения.

6.3.10 Независимо от вида НХТВЕ электрической сети, если в расчетную схему сети не включенные элементы сети, потери электроэнергии в которых относится на баланс лицензиата-передатчика, то расчетные потери в этих элементах должны быть определенные согласно изложенному в приложении Д і использованные как составная часть НЗТВЕ. Потери электроэнергии в этих элементах
обозначены сроком потери электроэнергии в других элементах.
6.3.11 Нормативные затраты электроэнергии на собственные нужды подстанций 35-150 кВ и распределительных пунктов 3-27 кВ исчисляются согласно требованиям действующих нормативно-технических документов, утвержденных в установленном порядке.
6.3.12 Расчетные затраты электроэнергии на плавление гололедицы вычисляют соответственно действующим нормативным документам и местным инструкциям на основе данных оперативных журналов о фактической продолжительности и применении конкретных схем плавления гололедицы в расчетном периоде.

  1. Нормативные метрологические потери электроэнергии вычисляют по методике, которая представлена в приложении Э.
  2. Прогнозирование структуры НЗТВЕ выполняют на основе положений, изложенных в приложении Ж.

6.4 Порядок нормирования ТВЕ в электрических сетях
6.4.1 Субъекта нормирования ТВЕ

    • Нормирование ТВЕ в электрических сетях осуществляется для сетей электропередающих организаций независимо от форм собственности, которые имеют в собственности или пользовании на определенных законом основаниях местные (локальные) электрические сети напряжением 0,38-150 кВ и получили лицензию на право осуществления предпринимательской деятельности по передаче электроэнергии.

    6.3.12 Расчетные затраты электроэнергии на плавление гололедицы вычисляют соответственно действующим нормативным документам и местным инструкциям на основе данных оперативных журналов о фактической продолжительности и применении конкретных схем плавления гололедицы в расчетном периоде.

    1. Нормативные метрологические потери электроэнергии вычисляют по методике, которая представлена в приложении Э.
    2. Прогнозирование структуры НЗТВЕ выполняют на основе положений, изложенных в приложении Ж.

    6.4 Порядок нормирования ТВЕ в электрических сетях
    6.4.1 Субъекта нормирования ТВЕ

    1. Нормирование ТВЕ в электрических сетях осуществляется для сетей электропередающих организаций независимо от форм собственности, которые имеют в собственности или пользовании на определенных законом основаниях местные (локальные) электрические сети напряжением 0,38-150 кВ и получили лицензию на право осуществления предпринимательской деятельности по передаче электроэнергии.
    2. Для сетей субъектов (юридических лиц), которые не являются лицензиатами-передатчиками, но имеют на собственном балансе электрические сети, которые используются лицензиатом-передатчиком для передачи электроэнергии в собственные электрические сети, НХТВЕ не разрабатываются. Взаимоотношения между такими субъектами и лицензиатами-передатчиками относительно платы за использование сетей этих субъектов и возмещение ТВЕ регулируются соответствующими двусторонними договорами согласно положениям действующих "Правил пользования электрической энергией". Сумма значений частиц расчетных потерь электроэнергии в электрических сетях потребителей и нормативных затрат электроэнергии на собственные нужды подстанций и распределительных пунктов потребителей, которые согласно
      двусторонним договорам относятся на баланс лицензиата-передатчика, является составной частью НЗТВЕ в электрических сетях. Эту сумму определяют на основании данных (приложение И), что выбранные из актов прет использованную электрическую энергию потребителями за расчетный период, и включают в структуру НЗТВЕ в ведомственной форме отчетности 1Б-ТВЕ "Структура баланса электроэнергии
      и технологических затрат электроэнергии в электрических сетях". Для расчета значений ТВЕ в электрических сетях этих субъектов могут применяться, если это предусмотрено двусторонними договорами, те самые методики и программное обеспечение, которые применяются для нормирования ТВЕ.

    6.4.2 Порядок и сроки разработки НХТВЕ
    6.4.2.1 НХТВЕ разрабатываются экспертной организацией для электрических сетей всех степеней напряжения в целом, без их деления на сети подчиненных структурных подразделов, на основе предоставленных лицензиатом-передатчиком входных данных, которые перечислены за 6.2 с учетом положений 6.3, на основании договора с электропередающей организацией. При этом НХТВЕ подчиненных структурных подразделов могут разрабатываться лицензиатом-передатчиком самостоятельно для внутреннего использования.
    В случае осуществления лицензированной деятельности по передаче электроэнергии электрическими сетями, которые размещены на территории одной электроэнергетической системы, но части этих сетей электрически не связаны между собой и являются структурными подразделами лицензиата-передатчика, НХТВЕ могут разрабатываться как для сетей таких структурных подразделов, так и электрических сетей в целом Для электрических сетей лицензиата-передатчика, которые размещены на территории разных электроэнергетических систем, НХТВЕ должны разрабатываться отдельно.
    Выбор вида НХТВЕ и порядок применения методик нормирования Твр для вычисления НЗТВЕ за расчетные периоды соответственно положениям, изложенным в 6.3, осуществляет экспертная организация.
    Входная информация для разработки НХТВЕ готовится ліцензіатом-пере-давачем и подается экспертной организации в виде таблиц, которые приведены в приложении К. Лицензиат-передатчик несет ответственность за достоверность входных данных. Конкретный порядок, сроки подготовки входных данных, распределение функциональных обязанностей и ответственность персонала разных служб лицензиата-передатчика и его структурных подразделов, которые принимают участие в этой работе, регламентируется местными нормативными или организационно-распорядительными документами.

    1. НХТВЕ разрабатываются на расчетный период, который начинается 1 апреля текущего года и заканчивается 31 марта следующего года. На этот же период, как правило, устанавливается срок действия НХТВЕ.
    2. Для разработки НХТВЕ и вычисление составляющих структуры НЗТВЕ применяют программное обеспечение, которое реализует методики, которые представлены в приложениях В (разделы В. 2, В. 4-2.5) и Г соответственно. В случае применения поэлементного расчета потерь электроэнергии с использованием информации о потоках активной и реактивной энергии (мощности), полученной с помощью АСОЕ верхнего уровня (раздел В.С приложению В), разрабатывается специальное программное обеспечение на основе программ расчета упроченных режимов.
    3. НХТВЕ на расчетный период согласно разделу 7 "Основных положений из нормирование удельных затрат топливно-энергетических ресурсов в общественном производстве" разрабатываются ежегодно. Экспертная организация с использованием разработанных на текущий расчетный период НХТВЕ и данных ведомственной формы отчетности 1Б-ТВЕ "Структура ба­
      лансу электроэнергии и технологических затрат электроэнергии в электрических сетях" за календарные периоды базового года и прогнозных значений структуры баланса на текущий расчетный период выполняет расчеты структуры НЗТВЕ за месяцы базового года и прогнозирование структуры НЗТВЕ на месяце расчетного периода. Структура НЗТВЕ
      за кварталы базового года и базовый год, а также прогнозные НЗТВЕ на кварталы расчетного периода и расчетный период (год) равняют сумме НЗТВЕ на соответствующие месяцы. Разработка НХТВЕ и выполнение указанных выше расчетов структуры НЗТВЕ экспертная организация должна закончить не позднее термина, который указан в графику разработки НХТВЕ, который разрабатывается и утверждается Министерством топлива и
      энергетики и приходится к известная лицензиата-передатчика и экспертной организации не позднее 5 января текущего года. Сроки, которые указываются в этом графику, следует согласовать со сроками сдачи лицензиатом-передатчиком годового технического отчета.
    4. За результатами разработки НХТВЕ экспертная организация составляет протокол утверждения НХТВЕ, который согласовывает лицензиатом-передатчиком и подписывается руководством экспертной организации.
    5. В протоколе утверждения НХТВЕ указываются:
    1. методика и программное обеспечение расчета НХТВЕ;
    2. вид НХТВЕ для электрических сетей каждой класса напряжения;
    3. способ расчета НЗТВЕ на месяце расчетного периода;
    4. срок действия НХТВЕ;
    5. перечень документов, рассмотренных во время согласования;
    6. перечень приложений в протокол;
    7. другие особые условия, если такие есть.

    В протокол утверждения НХТВЕ прибавляются:

    1. входные данные согласно приложению К;
    2. входные данные и расчеты потерь электроэнергии в других элементах;
    3. входные данные и расчеты нормативных затрат электроэнергии на собственные нужды подстанций и распределительных пунктов;
    4. структура НЗТВЕ и выписка из баланса электроэнергии за месяцы, кварталы базового года и за базовый год;
    5. сравнительный анализ структуры НЗТВЕ и структуры баланса электроэнергии за базовый и предыдущий к базовому года;
    6. прогнозные НЗТВЕ на месяце, кварталы расчетного периода и на расчетный период (год).

    6.4.3 Порядок и сроки утверждения НХТВЕ

    1. Разработанный экспертной организацией протокол утверждения НХТВЕ согласовывает лицензиатом-передатчиком и подается для рассмотрения и утверждение в Министерство топлива и энергетики Украины не позднее пятидневного срока со дня его подписания экспертной организацией.
    2. Министерство топлива и энергетики Украины соответственно разделу 7 "Основных положений из нормирование удельных затрат топливно-энергетических ресурсов в общественном производстве" обобщают НЗТВЕ электропередающих организаций Украины и предоставляют их на согласование Государственному комитету Украины из энергосбережение по форме, которая приведена в приложении Л, не позднее 1 марта текущего года.

    Утверждение НХТВЕ осуществляется Министерством топлива и энергетики Украины ежегодно до 10 марта текущего года.
    6.4.3.3 В случае существенных изменений технических характеристик электрических сетей лицензиата-передатчика, которые состоялись в текущем расчетном периоде, НХТВЕ пересматриваются (разрабатываются экспертной организацией и утверждаются снова с учетом этих изменений). Инициаторами такого просмотра НХТВЕ имеют право быть лицензиат-передатчик или Министерство топлива и энергетики, которые должны иметь обоснования необходимости такого просмотра.

    6.4.4 Права, обязанности и ответственность сторон во время разработки и утверждение НХТВЕ

    6.4.4.1Лицензиат-передатчик обязан:

    1. подать экспертной организации в установленные Министерством топлива и энергетики Украины сроки объективные входные данные для разработки НХТВЕ и вычисление НЗТВЕ за расчетные периоды базового года;
    2. вносить изменения во входные данные, если во время разработки НХТВЕ экспертной организацией будет установленная их недостоверность или выявленные ошибки и неточности.

    6.4.4.2 Лицензиат-передатчик имеет право:

    1. использовать утвержденные НХТВЕ и результаты расчета НЗТВЕ в порядке, который определен Министерством топлива и энергетики Украины и НКРЕ;
    2. обжаловать в Министерстве топлива и энергетики Украины действия экспертной организации в случае несогласия с ее позицией.
    1. Лицензиат-передатчик несет ответственность за достоверность входных данных для разработки НХТВЕ и вычисление НЗТВЕ за расчетные периоды базового года.
    2. Экспертная организация обязана выполнить разработка НХТВЕ и вычисление НЗТВЕ за расчетные периоды базового года на основании представленных лицензиатом-передатчиком входных данных, составить протокол утверждения НХТВЕ и предоставить его лицензиату-передатчику в установленные Министерством топлива и энергетики сроки.
    3. Экспертная организация имеет право:
    1. требовать от лицензиата-передатчика внесения изменений во входные данные, если во время разработки НХТВЕ будет установленная их недостоверность или выявленные ошибки и неточности.
    2. отказать лицензиату-передатчику в разработке протокола утверждения НХТВЕ с изложенными выводами в случае отказа лицензиата-передатчика от внесения изменений во входные данные в случае установления недостоверности входных данных, выявление ошибок и неточностей.

    6.4.4.6 Экспертная организация несет ответственность за разработку НХТВЕ соответственно положениям этого нормативного документа.
    6.4.4.7Министерство топлива и энергетики Украины обязано:
    •разработать и привести к известная лицензиатов-передатчиков и экспертной организации график разработки НХТВЕ не позднее 5 января текущего года;
    •рассмотреть представленные лицензиатом-передатчиком разработанные НХТВЕ и подписать протокол утверждения НХТВЕ в случае отсутствия замечаний.
    6.4.4.8Министерство топлива и энергетики Украины имеет право:
    •утвердить представленные лицензиатом-передатчиком, разработанные НХТВЕ или обязать лицензиата-передатчика и экспертную организацию скорректировать НХТВЕ в случае установления их несоответствия требованиям этого нормативного документа, выявление ошибок и неточностей.
    •утвердить представленные лицензиатом-передатчиком разработанные НХТВЕ с установлением сокращенного срока действия НХТВЕ в случае необходимости дополнительной проверки и уточнение входных данных, на основании которых разработанные. НХТВЕ и полученные результаты расчета НЗТВЕ за базовый год, если такая" проверка требует выполнения значительного объема работ;
    • принять окончательное решение относительно спорных вопросов между лицензиатом-передатчиком и экспертной организацией, которые возникли во время разработки НХТВЕ.
    6.4.4.9 Министерство топлива и энергетики Украины несет ответственность за организацию работ по разработке и утверждению НХТВЕ в соответствии с положениями этого нормативного документа.

    6.5 Порядок использования НХТВЕ для вычисления структуры НЗТВЕ

    1. Для вычисления структуры НЗТВЕ в электрических сетях лицензиата-передатчика за соответствующий текущий расчетный период (месяце») используются утвержденные в установленном порядке НХТВЕ согласно сроку ИХ действия и структура баланса электроэнергии за этот период.
    2. Структура НЗТВЕ за соответствующий текущий расчетный период (месяц) вносится в ведомственную форму отчетности 1Б-ТВЕ "Структура баланса электроэнергии и технологических затрат электроэнергии в электрических сетях".
    3. Контроль за наличием НХТВЕ и соблюдением НЗТВЕ за отчетный расчетный период (месяц), а также станом учета и использованием топливно-энергетических ресурсов электропередающими организациями, осуществляет Государственная инспекция Украины из энергосбережение согласно пункту 7.17 "Основных положений из нормирование удельных затрат топливно-энергетических ресурсов в общественном производстве".


 
« Методика складання структури балансу електроенергії в електричних мережах 0,38-150 кВ   Методические рекомендации по работе с потребителями »
электрические сети