Потери электрической энергии при её передаче по электрическим сетям (далее потери) — один из важнейших показателей энергетической и экономической эффективности электросетевого комплекса России и Казахстана. Потери зависят от большого количества влияющих факторов: технических параметров и конфигурации электрических сетей, загрузки и режимов их работы, качества электроэнергии, надёжности работы оборудования, межсистемных и межсетевых потоков мощности и электроэнергии, погодных условий, времени года и суток, состояния систем учёта и сбора данных об отпуске электроэнергии в сеть, полезного отпуска и др.
Относительные потери в электрических сетях России и Казахстана в 2 — 2,5 раза выше потерь в сетях промышленно развитых стран. Многочисленные расчёты показывают, что имеется существенный потенциал по их снижению, как минимум на 25 — 30%. Для выявления, обоснования и практической реализации этого потенциала необходимы постоянный мониторинг и анализ структуры технических и нетехнических потерь по уровням напряжения, подразделениям электросетевых компаний, оборудованию электрических сетей, временным периодам с учётом перечисленных влияющих факторов.
Важнейшей основой анализа потерь, выбора и обоснования мероприятий по их снижению являются достоверные расчёты технических потерь с помощью проверенных на практике программных комплексов, соответствующих действующим нормативным документам и использующих максимально возможный объём достоверной информации о параметрах и режимах работы электрических сетей.
Расчёты технических потерь могут также использоваться при их прогнозировании на среднесрочный и долгосрочный периоды.
Совершенствование методов расчёта технических потерь — длительный эволюционный процесс, который развивается параллельно с ростом знаний о структуре потерь, с увеличением объёмов исходной информации, которую реально можно использовать для расчётов, с расширением возможностей информационных технологий и программного обеспечения. Это совершенствование, безусловно, необходимо для повышения объективности определения приоритетов расхода финансовых и материальных ресурсов на снижение потерь. К сожалению, в последние годы и в России, и в Казахстане выбрали путь не инженерного, а административного управления потерями на базе методов «сравнительного анализа” и «бенчмаркинга”. При этом полностью исключена возможность обоснования и защиты электросетевым персоналом нормативов потерь, отличных от разработанных и утверждённых Министерством энергетики РФ.
Цель статьи — рассмотреть краткую историю развития расчётов и нормирования потерь в бывшем СССР и опыт этих расчётов в постсоветских России и Казахстане, методику структурно-балансового анализа потерь, сформулировать предложения по дальнейшему совершенствованию расчётов и нормирования потерь в обеих странах.
Краткая история развития, цели и задачи расчётов и нормирования потерь электроэнергии в электрических сетях СССР и России. Активное развитие методологии расчётов технических потерь электроэнергии в электрических сетях совпадает с началом внедрения вычислительной техники в практику расчётов режимов электрических сетей в середине 60-х годов XX в. К этому времени уже имелась развитая теоретическая и математическая основа для расчётов и оптимизации режимов магистральных и распределительных электрических сетей, в том числе для расчётов потерь мощности и электроэнергии в них.
Уже к середине 70-х годов XX в. были утверждены первые нормативные документы по расчёту и анализу потерь в электрических сетях энергосистем , ориентированные на применение ЭВМ. В 1980 — 1982 гг. введены в действие первые инструкции по организации внедрения, планированию и оценке эффективности мероприятий по снижению потерь электроэнергии . В те же годы вышел в свет ряд книг, посвящённых расчётам, анализу и снижению потерь электроэнергии в электрических сетях, в том числе . Уже к середине 80-х годов XX в. был накоплен достаточно большой опыт применения методов расчёта потерь электроэнергии в электрических сетях, разработанных и внедрённых различными научными школами бывшего Советского Союза, применительно к существующим в то время информационному обеспечению расчётов и математическим методам обработки информации. Активно формировались основные пути развития этих методов.
По результатам внедрения временной инструкции 1976 г. в 1987 г. была разработана и в 1988 г. введена в действие «Инструкция по расчёту и анализу технологического расхода электрической энергии на передачу по электрическим сетям энергосистем и энергообъединений” . По существу эта инструкция почти на 20 лет стала методической основой расчёта технических потерь в электрических сетях. За эти годы был накоплен значительный опыт расчётов потерь, существенное развитие получило их информационное и программное обеспечение. Появилась возможность расширить номенклатуру структурных составляющих потерь с уточнением методов их оценки.
Одновременно менялись подходы к планированию и нормированию потерь на среднесрочную и долгосрочную перспективу: от планирования Госпланом СССР по принципу «от достигнутого уровня” к нормированию по обобщённым нормативным характеристикам потерь и, наконец, — к нормированию потерь по результатам подробных схемно-технических расчётов.
Важнейшим этапом этого процесса стал ввод в действие в 2006 г. «Инструкции по организации в Министерстве промышленности и энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов технологических потерь электроэнергии при её передаче по электрическим сетям” (утв. приказом Минэнерго России от 4 октября 2005 г. № 267, зарегистрировано в Минюсте России 28 октября 2005 г., регистрационный № 7122). Эта регистрация фактически распространила действие инструкции не только на электрические сети ОАО «ФСК ЕЭС” и ОАО «Xолдинг МРСК”, но и практически на все электрические сети России, оказывающие услуги по передаче электрической энергии, на которые утверждается в установленном порядке соответствующий тариф.
С учётом накопленного опыта нормирования технологических потерь с 2009 г. введена в действие новая инструкция по организации в Министерстве энергетики РФ работы по расчёту и обоснованию нормативов технологических потерь электроэнергии при её передаче по электрическим сетям (утв. приказом Минэнерго России от 30.12.2008 г. № 326, зарегистрировано Минюстом РФ от 12.02.2009 г. № 13314 ) (далее инструкция ) и соответствующая этой инструкции «Методика расчёта технологических потерь электроэнергии при её передаче по электрическим сетям в базовом периоде”.
Инструкция на момент её внедрения стала логическим завершением работ, проводившихся в течение 30 лет в СССР, а затем в России по совершенствованию методов расчёта и анализа потерь электроэнергии в электрических сетях с учётом всей доступной на тот момент исходной информации для расчётов.
В этой инструкции :
уточнена структура технологических потерь электроэнергии;
установлены общие принципы нормирования технологических потерь;
уточнены методы расчёта нагрузочных и условно-постоянных потерь электроэнергии, определены порядок и области их применения;
установлены формы таблиц результатов расчёта балансов и потерь электроэнергии, обосновывающих нормативы потерь.
Цель ввода в действие инструкции — создание современной методической и организационной основы для расчёта нормативов технологических потерь электроэнергии в электрических сетях 0,4 — 750 кВ, для учёта этих нормативов в тарифе на услуги по передаче электрической энергии по электрическим сетям и для снижения потерь электроэнергии.
В соответствии с инструкцией , расчёты переменных (нагрузочных) потерь электроэнергии в зависимости от уровня напряжения электрической сети и наличия исходной информации для расчётов должны выполняться по методам: оперативных расчётов; расчётных суток; средних нагрузок;
числа часов наибольших потерь мощности; оценки потерь по обобщённой информации. Эти методы перечислены в порядке уменьшения их точности и соответствующего увеличения числа допущений в расчётах. Очевидно, чем выше уровень напряжения электрической сети, тем больше, как правило, объём и оперативность имеющейся исходной информации для расчётов потерь, тем более точный метод может и должен использоваться. Поэтому для сетей 110 кВ и выше практически возможным и обязательным на сегодняшний день становится метод оперативных расчётов с необходимостью повышения достоверности исходной информации о режимных параметрах — нагрузках и уровнях напряжения. Для преимущественно разомкнутых сетей 6 — 35 кВ допускается использование метода средних нагрузок (в исключительных случаях — метод числа часов наибольших потерь мощности при оценочных расчётах). Хотя и здесь с переходом на цифровизацию целесообразен переход на оперативные расчёты.
Для электрических сетей 0,4 кВ, в силу их большого количества, протяжённости и слабой информационной обеспеченности, в качестве основного метода инструкцией рекомендован метод оценки потерь по обобщённой информации. В то же время, как было отмечено ранее, уже сегодня в электрических сетях этого класса напряжения с развитием розничных рынков электроэнергии и внедрением АПИС КУЭ (автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учёта электроэнергии) бытовых потребителей вполне реальными и перспективными становятся поэлементные оперативные расчёты.
За период расчётов и нормирования технологических потерь электроэнергии в электрических сетях России с 2006 по 2014 г. по ОАО «ФСК ЕЭС”, всем РСК (российские сетевые компании) ОАО «РосCети” и более 1000 территориальным сетевым организациям (ТСО) систематизирован большой объём данных, которые включали в себя подробную информацию по динамике:
протяжённости электрических сетей по уровням напряжения;
числа и установленной мощности трансформаторов и их загрузке;
результатов расчётов балансов и потерь электроэнергии и их структуры.
В результате появилась возможность оценки потерь не только в сетях ОАО «ФСК ЕЭС” и ОАО «Холдинг МРСК”, но и по всем электрическим сетям России.
В ТСО и РСК сформировались квалифицированные группы (подразделения) по расчётам, анализу и снижению потерь электроэнергии. Практически во всех РСК и большей части ТСО были созданы базы исходных данных для расчётов и анализа технологических потерь, приобретены и активно использовались соответствующие сертифицированные программные комплексы .
С помощью таких программных комплексов решался широкий круг задач, перечень представлен далее на примере программно-технического комплекса РТП 3 (ПТК «РТП 3”), применяемого и в России, и в Казахстане :
расчёт установившегося режима с определением токов и потоков мощности в ветвях, уровней напряжения в узлах, коэффициентов загрузки линий и трансформаторов в разомкнутых и замкнутых электрических сетях 0,4 — 220 кВ;
расчёт потерь мощности и электроэнергии в разомкнутых и замкнутых электрических сетях 6(10) — 220 кВ за любой расчётный период тремя методами: средних нагрузок, наибольших потерь мощности и оперативных расчётов;
расчёт потерь электроэнергии в электрических сетях 0,4 кВ (с учётом электрической схемы сети, несимметричной нагрузки фаз и неполнофазного исполнения участков) за любой расчётный период тремя методами: средних нагрузок, наибольших потерь мощности и обобщённых параметров;
оценка режимных последствий оперативных переключений в ремонтных и послеаварийных режимах электрических сетей 0,4 — 220 кВ;
расчёт потерь электроэнергии в дополнительном оборудовании — в приборах учёта (измерительных трансформаторах тока и напряжения, счётчиках прямого включения), в вентильных разрядниках, шунтирующих реакторах, синхронных компенсаторах, в ограничителях перенапряжений, в устройствах присоединения ВЧ-связи (высокочастотной), в соединительных проводах и сборных шинах подстанций;
расчёт потерь электроэнергии на корону и от токов утечки по изоляторам воздушных линий;
расчёт потерь электроэнергии в изоляции кабельных линий;
формирование баланса мощности и электроэнергии по электрической сети с учётом балансовой принадлежности элементов (определение приёма электроэнергии в сеть, отдачи электроэнергии из сети, отпуска электроэнергии в сеть, фактических и технических потерь электроэнергии, трансформации электроэнергии в сеть смежного напряжения, потреблённой электроэнергии);
ведение баз данных по потреблению электроэнергии абонентами с привязкой их точек измерения электроэнергии к схеме сети;
расчёт допустимого и фактического небалансов и количества неучтённой электроэнергии в электрических сетях с учётом допустимой метрологической составляющей потерь электроэнергии (используются показания приборов учёта, фиксирующие приём электроэнергии в сеть, передачу электроэнергии в собственную электрическую сеть смежных уровней напряжения и по границе балансовой принадлежности);
расчёт снижения потерь мощности и электроэнергии от внедрения мероприятий по замене проводов, кабелей и силовых трансформаторов, вводу в работу батарей статических компенсаторов, разукрупнению электрических сетей (используется соответствующее моделирование электрических сетей);
формирование сводной таблицы норматива потерь электроэнергии по уровням напряжения с делением на структурные составляющие технологических потерь по каждому структурному подразделению сетевой компании;
формирование отчётных таблиц в соответствии с требованиями действующих нормативных документов;
аналитический блок, позволяющий оценить исходные данные и результаты расчётов на корректность (используются фильтры исходных данных и результатов расчётов с устанавливаемыми диапазонами значений);
оценка объёма и состава оборудования сформированной базы данных с делением по уровням напряжения каждого структурного подразделения (в том числе сопоставление объёма и состава оборудования во введённой базе данных с объёмом и составом оборудования, участвовавшем в расчётах);
определение потерь электроэнергии и напряжений в сети 6(10) — 0,4 кВ на уровнях .
С развитием оптового и розничных рынков электроэнергии, с новыми хозяйственными и экономическими отношениями субъектов этих рынков всё более актуальными становятся и новые задачи расчёта технологических потерь электроэнергии, в том числе:
оперативный мониторинг потерь мощности и электроэнергии на получасовых и часовых интервалах не только для сети в целом, но и для отдельных участков, линий и трансформаторов с целью своевременного принятия решений по снижению этих потерь;
оперативный расчёт, анализ и прогнозирование потерь от транзитных перетоков мощности и электроэнергии, разделение этих потерь между участниками рынка электроэнергии по степени их влияния на величину транзитных потерь;
прогноз потерь электроэнергии на сутки вперёд для повышения точности прогнозирования балансов электроэнергии на соответствующих торговых площадках;
прогноз потерь электроэнергии на среднесрочную и долгосрочную перспективу с учётом прогнозов электропотребления, развития электрических сетей, ввода нового генерирующего оборудования, климатических условий для повышения обоснованности программ развития электроэнергетики, программ энергосбережения и повышения энергетической эффективности электросетевого комплекса.
За 2006 — 2014 гг. была разработана достаточно эффективная методология экспертизы предоставляемых в Минэнерго России расчётных обоснований нормативов. Эта экспертиза позволила выявить ряд проблем нормирования потерь, в том числе:
низкую достоверность исходных данных для расчётов;
трудоёмкость расчётов потерь;
трудоёмкость анализа со стороны Минэнерго России представленных исходных данных и результатов расчётов;
стремление ряда сетевых организаций повысить нормативы потерь путём искажения исходных данных, отсутствие стимулов к их снижению;
отсутствие связи нормативов потерь с программами их снижения.
На основе этой экспертизы были намечены конкретные пути решения этих проблем, в том числе :
установление действенной системы экономического стимулирования персонала электрических сетей к снижению нормативов технологических потерь и фактических потерь в целом;
обеспечение жёсткой связи системы нормирования технологических потерь и внедрения программ энергосбережения и повышения энергетической эффективности, одновременности контроля выполнения нормативов и этих программ;
ужесточение контроля достоверности исходных данных и расчётов нормативов технологических потерь за счёт создания автоматизированной системы мониторинга результатов расчёта, анализа баз данных, результатов расчёта технологических и фактических потерь, всего комплекса основных влияющих факторов.
К сожалению, с 2014 г. сначала в России, а затем в Казахстане пошли по пути административного, а не технико-экономического управления потерями. В частности, Минэнерго России приказом от 07.08.2014 № 506 утверждена «Методика определения нормативов потерь электрической энергии при её передаче по электрическим сетям” , которая зарегистрирована в Минюсте России от 17.09.2014 № 34075 (далее методика ). Одна из основных целей методики — сокращение нормативов потерь к 2017 г. на 11% по отношению к уровню 2012 г., установленное Стратегией развития электросетевого комплекса Российской Федерации, утверждённой распоряжением правительства РФ от 03.04.2013 № 511-р.
В соответствии с методикой , Минэнерго России проведён сравнительный анализ потерь и приказом от 30.09.2014 № 674 утверждены нормативы потерь энергии при её передаче по электрическим сетям территориальных сетевых организаций. Исключение составили электрические сети ПАО «ФСК ЕЭС”, нормативы потерь в которых определяются по инструкции .
Результаты расчётов потерь в электрических сетях России и структурных подразделениях ПАО «РосCети” за период 2007 — 2013 гг. представлены в ; нормативы потерь, установленные приказом Минэнерго России от 30.09.2014 № 674, — на сайте министерства. Фактические потери электроэнергии в российских электросетевых компаниях и их структурных подразделениях за период 2014 — 2018 гг. опубликованы в интернете на их сайтах в годовых отчётах.
Об опыте Казахстана по расчётам, анализу и нормированию потерь электроэнергии в электрических сетях. История нормирования потерь электрической энергии, особенности электрических сетей в Казахстане. Особое внимание к расчётам и нормированию потерь электроэнергии в сетях Казахстана стало уделяться после реструктуризации электрических сетей республики в 1997 г.
До реструктуризации на территории Казахстана действовали 10 энергетических систем, в состав которых входили сети напряжением от 0,4 до 500 кВ, тарифы на электроэнергию были одинаковыми для потребителей всей территории страны.
Нормативы потерь электроэнергии утверждались в отделениях ОРГРЭС по разработанным ими требованиям. После 1991 г. нормирование потерь электроэнергии стало осуществлять Министерство энергетики Республики Казахстан (РК) с участием назначенных Минэнерго и Антимонопольным комитетом РК нескольких экспертов, в том числе АО «Казтехэнерго” (впоследствии ТОО «Фирма «Казэнергоналадка”), являющееся разработчиком многих нормативных документов РК.
В результате реструктуризации энергетики Казахстана из состава электрических сетей республики были выделены Национальная электрическая сеть напряжением 220 — 500 кВ АО «КЕООС” и 17 региональных энергопередающих компаний (РЭК).
Изменился подход к тарифной политике. Формированию тарифов сетевых компаний стали придавать большое значение, в том числе расчётам и нормированию потерь электроэнергии в электрических сетях всех энергопередающих компаний.
Для национальной энергокомпании АО «КЕООС” была создана и утверждена Минэнерго РК своя методика по расчётам нормативов потерь электроэнергии, учитывающая особенности режимов работы электрических сетей 220 — 500 кВ, работы измерительных комплексов. Нормативные потери электроэнергии в электрических сетях АО «КЕООС” находятся на уровне 6,0%.
Для РЭК, имеющих различный набор электрических сетей напряжением от 0,4 до 220 кВ, различную номенклатуру энергетического оборудования, с различными режимами и объёмами потребления и передачи электроэнергии, нормативы потерь электроэнергии в электрических сетях компаний утверждаются в диапазоне от 6,0 до 18,0%.
При этом усреднённые потери по классам напряжения не должны были превышать уровни потерь, определённые постановлением Правительства РК № 1346 от 24.10.2012 г. по классам напряжения в процентах от пропущенной электроэнергии по классу напряжения (при оптимальных режимах работы сетей) и приведённые далее.

январь 2011 ®

Не воспринимайте статью буквально.

Это не руководство к действию,

а попытка привести ситуацию с потреблением электроэнергии в СТ

к пониманию основных принципов контроля и учёта потребляемой электроэнергии.

Когда чётко налажен контроль и учёт, и чем чаще периодичность,

тем точнее будет картина и проще будет понять что и как делать для

уменьшения разницы между финишным прибором учета и суммарным…

Потери электроэнергии в электрических сетях

(детальный анализ)

Потери электроэнергии в электрических сетях — важнейший показатель экономичности их работы, наглядный индикатор состояния системы учета электроэнергии, эффективности взаимодействия деятельности разных организаций. Этот индикатор все отчетливей свидетельствует о накапливающихся проблемах, которые требуют безотлагательных решений в развитии, реконструкции и техническом перевооружении электрических сетей СТ, совершенствовании методов и средств их эксплуатации и управления, в повышении точности учета электроэнергии, эффективности сбора денежных средств за поставленную потребителям электроэнергию и т.п. По моему личному мнению, относительные потери электроэнергии при ее передаче и распределении в электрических сетях большинства садоводств доходят до 50%. В свою очередь потери электроэнергии на уровне 10 % можно считать максимально допустимыми с точки зрения физики передачи электроэнергии по сетям. Становится все более очевидным, что резкое обострение проблемы снижения потерь электроэнергии в электрических сетях требует активного поиска новых путей ее решения, новых подходов к выбору соответствующих мероприятий, а главное, к организации работы по снижению потерь. Насколько данная проблема решаема внутри отдельно взятого товарищества «ЖУРАВИНКА-САД» покажет время. Пока удалось сократить величину потерь (а может и воровства) электроэнергии с 50% до 25-28%. Практика показывает, что величины потерь в 15-20% допустимы и подъёмны по финансам для электрохозяйства в 100-150 дворов. Необходимо учитывать, и запущенность самих сетей внутри товарищества, и отсутствия проводимых ППР во всём хозяйстве (включая и оконечного потребителя как собственника) в течение многих лет эксплуатации электрохозяйства в целом. Не могу не отметить разводку к «собственнику – потребителю» кабелем и под дорогой. За 20-25 лет эксплуатации кабель мог оказаться «пробитым». Вот Вам и потери: столб, кабель под дорогой, а уж потом прибор учёта……
Из вышеотмеченного следует, что на фоне происходящих изменений хозяйственного механизма в энергетике, кризиса экономики в стране проблема снижения потерь электроэнергии в электрических сетях не только не утратила свою актуальность, а наоборот выдвинулась в одну из задач обеспечения финансовой стабильности энерго-снабжающих организаций.
Некоторые определения:
Абсолютные потери электроэнергии – разность электроэнергии, отпущенной в электрическую сеть и полезно отпущенной потребителям.
Технические потери электроэнергии – потери обусловленные физическими процессами передачи, распределения и трансформации электроэнергии, определяются расчетным путем.
Технические потери делятся на условно-постоянные и переменные (зависящие от нагрузки).
Коммерческие потери электроэнергии – потери, определяемые как разность абсолютных и технических потерь.
Коммерческие потери, обусловленные неодновременностью оплаты за электроэнергию бытовыми потребителями — так называемой «сезонной составляющей».
Эта весьма существенная составляющая коммерческих потерь электроэнергии имеет место в связи с тем, что садоводы объективно не в состоянии одновременно снять показания счетчиков и оплатить за электроэнергию. Как правило, платежи отстают от реального электропотрсбления, что, безусловно, вносит погрешность в определение фактического полезного отпуска бытовым потребителем и в расчет фактического небаланса электроэнергии, так как отставание может составлять от одного до трех месяцев и более. Как правило, в осенне-зимние и зимне-весенние периоды года имеют место недоплаты за электроэнергию, а в весенне-летние и летне-осенние периоды эти недоплаты в определенной мере компенсируются. В настоящее время осенне-зимние и зимне-весенние сезонные недоплаты за электроэнергию намного превышают в большинстве случаев суммарную оплату в другие периоды года. Поэтому коммерческие потери имеют место по месяцам, кварталам и за год в целом.
Погрешности расчета технических потерь электроэнергии в электрических сетях СТ.
Поскольку коммерческие потери электроэнергии нельзя измерить. Их можно с той или иной погрешностью вычислить. Значение этой погрешности зависит не только от погрешностей измерений объема хищений электроэнергии, наличия «бесхозных потребителей», других рассмотренных выше факторов, но и от погрешности расчета технических потерь электроэнергии. Чем более точными будут расчеты технических потерь электроэнергии, тем, очевидно, точнее будут оценки коммерческой составляющей, тем объективнее можно определить их структуру и наметить мероприятия по их снижению.
Попробуем разобраться в самой методике расчёта технологических потерь электроэнергии
в линии электропередач садоводческого товарищества.
До какого-то определённого времени необходимость расчёта технологических потерь в линии электропередач, принадлежащей СТ, как юридическому лицу, или садоводам, имеющим садовые участки в границах какого-либо СТ, была не нужна. Правление даже не задумывалось об этом. Пришлось серфить Интернет и разыскать несколько методик расчёта энергопотерь во внутренней линии электропередач применительно к любому СТ. Их анализ и разбор необходимых значений для вычисления конечного результата позволил отбросить те из них, которые предполагали замер специальных параметров в сети с помощью специального оборудования.
Предлагаемая Вам для использования в садоводческом товариществе методика основана на знании основ передачи электроэнергии по проводам базового школьного курса физики. При её создании были использованы материалы интернета + «Методика расчёта нормативных потерь электроэнергии в электрических сетях», а также книга Ю.С Железко, А.В Артемьева, О.В. Савченко «Расчёт, анализ и нормирование потерь электроэнергии в электрических сетях», Москва, ЗАО «Издательство НЦЭНАС», 2008.
Сумма, тарифы и порядок оплаты потребляемой электроэнергии, законности установление тарифа, Вы можете найти, проследовав по указанной ссылке http://www.minsk.energosbyt.by/tariffs.php/

Основа для рассматриваемого ниже расчёта технологических потерь в сети взята вот отсюда «Методика расчёта потерь Ратуша А.» Вы можете воспользоваться ею. На сайте мы вместе разберём упрощенную методику, которая на простом, вполне реально где-нибудь существующем, идеальном СТ, поможет понять сам принцип применения формул и порядок подстановки в них значений. Выбирайте сами то, что Вам удобнее.
Исходные условия для расчётов.
В линии электропередач используется только провод А-35 (алюминиевый, сечением 35мм², открытый без изоляции);
Если у Вас в садоводческом товариществе провода разного сечения, что чаще всего и бывает, то, разобравшись с принципами расчётов, необходимо будет считать потери для всех линий с разным сечением, т.к. сама методика предполагает производство расчёта потерь электроэнергии для одного провода, не 3 фаз сразу, а именно одного (одной фазы).
Потери в трансформаторе (трансформаторах) не учитываются, т.к. общий счётчик потребляемой электроэнергии установлен после трансформатора;
Потери в трансформаторе легко вычислить, исходя из его характеристик. Расчёт производится для выведения максимальной величины потерь электроэнергии;
Произведённые расчёты для максимального потребления помогут перекрыть те технологические потери, к-е не учтены в методике, но, тем не менее, всегда присутствуют. Эти потери достаточно сложно вычислить. Но, так как, они, всё-таки, не так значительны, то ими можно пренебречь.
Суммарная просоединённая мощность в СТ достаточна для обеспечения максимальной мощности потребления;
Исходим из того, что при условии включения всеми садоводами своих выделенных каждому мощностей, в сети не происходит снижения напряжения и выделенной электроснабжающей организацией электрической мощности достаточно, чтобы не сгорели предохранители или не выбило автоматы защитного отключения. Выделенная электрическая мощность обязательно прописана в Договоре электроснабжения.
Величина годового потребления соответствует фактическому годовому потреблению электроэнергии в СТ — 63000 кВт/ч;
Дело в том, что, если суммарно садоводы и электроустановки СТ превышают выделяемое на всех количество электроэнергии, то соответственно расчёт технологических потерь должен уточняться для другого количества потребленных кВт/ч. Не факт, что чем больше СТ съест электроэнергии, тем больше будут и потери. Если посмотреть СФ ЭнергоСбыта , то можно отметить, что чем больше потребление, тем меньше расчётные %.
К электрической сети, через 3 одинаковых по параметрам фидера (длина, марка провода (А-35), электрическая нагрузка), подключено 60 участков (домов).
Т.е. к распределительному щиту СТ, где расположен общий трёхфазный счётчик, подключены 3 провода (3 фазы) и один нулевой провод. Соответственно к каждой фазе подключены равномерно по 20 домов садоводов, всего 60 домов.
Длина линии электропередач в СТ составляет 2 км.
Расчёт потерь электроэнергии по суммарной длине линии.
Для расчёта потерь используется следующая формула:
ΔW = 9,3·W²·(1 + tg²φ)·Kф²·KL.L
Д F
ΔW — потери электроэнергии в кВт/ч;
W — электроэнергия, отпущенная в линию электропередач за Д (дней), кВт/ч (в нашем примере 63000 кВт/ч или 63х106Вт/ч);
Кф — коэффициент формы графика нагрузки;
КL — коэффициент, учитывающий распределённость нагрузки по линии (0,37 — для линии с рапределённой нагрузкой, т.е. на каждую фазу из трёх подключены по 20 домов садоводов);
L — длина линии в километрах ( в нашем примере 2 км);
tgφ — коэффициент реактивной мощности (0,6);
F — сечение провода в мм²;
Д — период в днях (в формуле используем период 365 дней);
Кф² — коэффициент заполнения графика, рассчитывается по формуле:
Kф² = (1 + 2Кз)
3Kз
где Кз — коэффициент заполнения графика. При отсутствии данных о форме графика нагрузки обычно принимается значение — 0,3; тогда: Kф² = 1,78.
Расчёт потерь по по формуле выполняется для одной линии фидера. Их 3 по 2 километра.
Считаем, что общая нагрузка равномерно распределена по линиям внутри фидера. Т.е. годовое потребление по одной линии фидера равно 1/3 от общего потребления.
Тогда: Wсум. = 3 * ΔW в линии.
Отпущенная садоводам электроэнергия за год составляет 63000 кВт/ч, тогда по каждой линии фидера: 63000 / 3 = 21000 кВт/ч или 21·106Вт/ч — именно в таком виде значение присутствует в формуле.
ΔWлинии=9,3· 21²·106·(1+0,6²)·1,78·0,37. 2 =
365 35
ΔWлинии= 573,67 кВт/ч
Тогда за год по трём линиям фидера: ΔWсум. = 3 х 573,67 = 1721 кВт/ч.
Потери за год в ЛЭП в процентах: ΔWсум.% = ΔWсум/Wсум x 100% = 2,73%
Учёт потерь на вводе в дома.
При условии, что все приборы учета потребляемой энергии размещены на опорах ЛЭП, то длина провода от точки присоединения линии, принадлежащей садоводу до его индивидуального прибора учёта составит всего 6 метров (общая длина опоры 9 метров).
Сопротивление провода СИП-16 (самонесущий изолированный провод, сечением 16 мм²) на 6 метров длины составляет всего R = 0,02ом.
Pввода= 4 кВт (примем за расчётную разрешённую электрическую мощность для одного дома).
Рассчитываем силу тока для мощности 4 кВт: Iввода = Pввода/220 = 4000Вт / 220в = 18 (А).
Тогда: dPввода = I² x Rввода = 18² х 0,02 = 6,48Вт — потери за 1 час при нагрузке.
Тогда суммарные потери за год в линии одного подключённого садовода: dWввода = dPввода x Д (часов в год) х Кисп.макс. нагрузки = 6,48 x 8760 x 0,3 = 17029 Вт/ч (17,029 кВт/ч).
Тогда суммарные потери в линиях 60 подключённых садоводов за год составят:
dWввода = 60 х 17,029 кВт/ч = 1021,74 кВт/ч
Учёт суммарных потерь в ЛЭП за год:
ΔWсум. итог = 1721 + 1021,24 = 2745,24 кВт/ч
ΔWсум.%= ΔWсум / Wсум x 100%= 2745,24/63000 х 100%= 4,36%
Итого: Во внутренней воздушной ЛЭП СТ протяжённостью 2 километра (3 фазы и ноль), проводе сечением 35мм², подключёнными 60 домами, при общем потреблении 63000 кВт/ч электроэнергии в год потери составят 4,36%
Важные замечания:
Если в СТ несколько фидеров, которые отличаются друг от друга протяжённостью, сечением провода и количеством проходящей через них электроэнергии, то подсчёт необходимо делать отдельно для одной линии каждого фидера. Затем суммировать потери по всем фидерам для выведения общего процента потерь.
При расчёте потерь на участке линии, принадлежащей садоводу, учитывался коэффициент сопротивления (0, 02ом) одного провода марки СИП-2х16 при 20°C протяжённостью 6 метров. Соответственно, если у Вас в СТ счётчики висят не на опорах, то необходимо увеличивать коэффициент сопротивления пропорционально длине провода.

В качестве примеров для простого понимания всего, что сказано выше привожу три варианта табличных значений:

Пример №1
длина кабельной линии: 100 метров
напряжение в сети: 0,4 кВ (380 вольт)
расчётные потери: 0,4%
Пример№2
длина кабельной линии: 300 метров
напряжение в сети: 0,4 кВ (380 вольт)
расчётные потери: 1,5%
Пример №3
длина кабельной линии: 1 000 метров
напряжение в сети: 0,4 кВ (380 вольт)
расчётные потери: 4,9%

При передаче электрической энергии в каждом элементе электрической сети возникают потери.

Фактические (отчетные) потери электроэнергии определяют как разность электроэнергии, поступившей в сеть, и электроэнергии, отпущенной из сети потребителям. Эти потери включают в себя составляющие различной природы: потери в элементах сети, имеющие чисто физический характер; расход электроэнергии на работу оборудования, установленного на подстанциях и обеспечивающего передачу электроэнергии; погрешности фиксации электроэнергии приборами ее учета; хищения электроэнергии, неоплата или неполная оплата показаний счетчиков и т.п.

С учётом физической природы и специфики методов определения количественных значений, фактические потери могут быть разделены на четыре составляющие:

1) технические потери электроэнергии, обусловленные физическими процессами в проводах и электрооборудовании, происходящими при передаче электроэнергии по электрическим сетям.

2) расход электроэнергии на собственные нужды подстанций, необходимый для обеспечения работы технологического оборудования подстанций и жизнедеятельности обслуживающего персонала, определяемый по показаниям счетчиков, установленных на трансформаторах собственных нужд подстанций;

3) потери электроэнергии, обусловленные инструментальными погрешностями их измерения (инструментальные потери);

4) коммерческие потери, обусловленные хищениями электроэнергии, несоответствием показаний счетчиков оплате за электроэнергию бытовыми потребителями и другими причинами в сфере организации контроля за потреблением энергии.

Сетевые организации обязаны оплачивать стоимость фактических потерь электрической энергии, возникших в принадлежащих им объектах сетевого хозяйства, за вычетом стоимости потерь, учтенных в ценах (тарифах) на электрическую энергию на оптовом рынке.

Размер фактических потерь электрической энергии в электрических сетях определяется как разница между объемом электрической энергии, поставленной в электрическую сеть из других сетей или от производителей электрической энергии, и объемом электрической энергии, потребленной энергопринимающими устройствами, присоединенными к этой сети, а также переданной в другие сетевые организации.

Потребители услуг, за исключением производителей электрической энергии, обязаны оплачивать в составе тарифа за услуги по передаче электрической энергии нормативные потери, возникающие при передаче электрической энергии по сети сетевой организацией, с которой соответствующими лицами заключен договор, за исключением потерь, включенных в цену (тариф) электрической энергии, в целях избежания их двойного учета.

Нормативы технологических потерь устанавливаются уполномоченным федеральным органом исполнительной власти в соответствии с Постановлением Правительства РФ от 27 декабря 2004 года № 861 и методикой расчета нормативных технологических потерь электроэнергии в электрических сетях.

Информация о балансе электроэнергии и мощности и затратах на оплату потерь

О новых материалах >>>

Для просмотра фотографий, размещённых на сайте, в увеличенном размере необходимо щёлкнуть кнопкой мышки на их уменьшенных копиях.

Методика расчёта технологических потерь электроэнергии в линии электропередач ВЛ-0,4 кВ садоводческого товарищества

До какого-то определённого времени необходимость расчёта технологических потерь в линии электропередач, принадлежащей СНТ, как юридическому лицу, или садоводам, имеющим садовые участки в границах какого-либо СНТ, была не нужна. Правление даже не задумывалось об этом. Однако дотошные садоводы или, скорее, сомневающиеся, заставили ещё раз бросить все силы на способы вычисления потерь электроэнергии в ЛЭП. Самый простой путь, безусловно — это тупое обращение в компетентную компанию, то бишь, электроснабжающую или мелкую фирмочку, которые и смогут рассчитать для садоводов технологические потери в их сети. Сканирование Интернета позволило разыскать несколько методик расчёта энергопотерь во внутренней линии электропередач применительно к любому СНТ. Их анализ и разбор необходимых значений для вычисления конечного результата позволил отбросить те из них, которые предполагали замер специальных параметров в сети с помощью специального оборудования.

Предлагаемая Вам для использования в садоводческом товариществе методика основана на знании основ передачи электроэнергии по проводам базового школьного курса физики. При её создании были использованы нормы приказа Минпромэнерго РФ № 21 от 03.02.2005 г. «Методика расчёта нормативных потерь электроэнергии в электрических сетях», а также книга Ю.С Железко, А.В Артемьева, О.В. Савченко «Расчёт, анализ и нормирование потерь элекроэнергии в электрических сетях», Москва, ЗАО «Издательство НЦЭНАС», 2008.

Порядок оплаты потребляемой электроэнергии, законности установление тарифа, оплаты технологических потерь в линии электропередач, порядок содержания ЛЭП Вы можете найти, проследовав по указанной ссылке.

Основа для рассматриваемого ниже расчёта технологических потерь в сети взята вот отсюда Методика расчёта потерь Ратуша А. Вы можете воспользоваться ею, пройдя по ссылке, или изложенной. Разница у них в том, что здесь на сайте мы вместе разберём упрощенную методику, которая на простом, вполне реально где-нибудь существующем СНТ, поможет понять сам принцип применения формул и порядок подстановки в них значений. Далее Вы сможете самостоятельно рассчитать потери для своей существующей в СНТ электросети с любой конфигурацией и сложностью. Т.е. страница адаптирована к СНТ. Выбирайте сами то, что Вам удобнее.

1. Исходные условия для расчётов.

• В линии электропередач используется только провод А-35 (алюминиевый, сечением 35мм², открытый без изоляции);

Если у Вас в садоводческом товариществе провода разного сечения, что чаще всего и бывает, то, разобравшись с принципами расчётов, необходимо будет считать потери для всех линий с разным сечением, т.к. сама методика предполагает производство расчёта потерь электроэнергии для одного провода, не 3 фаз сразу, а именно одного (одной фазы).

• Потери в трансформаторе (трансформаторах) не учитываются, т.к. общий счётчик потребляемой электроэнергии установлен после трансформатора;

Потери в трансформаторе легко вычислить, исходя из его характеристик. Если садоводы закупили (а не прихватизировали неизвестную штуку) трансформатор самостоятельно, то к нему обязательно должен быть паспорт, где и указаны потери на холостой ход и др. характеристики.

• Расчёт производится для выведения максимальной величины потерь электроэнергии;

Произведённые расчёты для максимального потребления помогут перекрыть те технологические потери, к-е не учтены в методике, но, тем не менее, всегда присутствуют. Эти потери достаточно сложно вычислить. Но, так как, они, всё-таки, не так значительны, то ими можно пренебречь.

• Суммарная просоединённая мощность в СНТ достаточна для обеспечения максимальной мощности потребления;

Исходим из того, что при условии включения всеми садоводами своих выделенных каждому мощностей, в сети не происходит снижения напряжения и выделенной электроснабжающей организацией электрической мощности достаточно, чтобы не сгорели предохранители или не выбило автоматы защитного отключения. Выделенная электрическая мощность обязательно прописана в Договоре электроснабжения.

• Величина годового потребления соответствует фактическому годовому потреблению электроэнергии в СНТ — 63000 кВт/ч;

Дело в том, что, если суммарно садоводы и электроустановки СНТ превышают выделяемое на всех количество электроэнергии, то соответственно расчёт технологических потерь должен уточняться для другого количества потребленных кВт/ч. Чем больше СНТ съест электроэнергии, тем больше будут и потери. Корректировка расчётов в этом случае необходима для уточнения величины платежа за технологические потери во внутренней сети, и последующего утверждения её на общем собрании.

• К электрической сети, через 3 одинаковых по параметрам фидера (длина, марка провода (А-35), электрическая нагрузка), подключено 60 участков (домов).

Т.е. к распределительному щиту СНТ, где расположен общий трёхфазный счётчик, подключены 3 провода (3 фазы) и один нулевой провод. Соответственно к каждой фазе подключены равномерно по 20 домов садоводов, всего 60 домов.

• Длина линии электропередач в СНТ составляет 2 км.

Расчёт потерь электроэнергии по суммарной длине линии.

Для расчёта потерь используется следующая формула:

ΔW = 9,3·W²·(1 + tg²φ)·Kф²·KL.L
Д F

ΔW — потери электроэнергии в кВт/ч;

W — электроэнергия, отпущенная в линию электропередач за Д (дней), кВт/ч (в нашем примере 63000 кВт/ч или 63х106Вт/ч);

Кф — коэффициент формы графика нагрузки;

КL — коэффициент, учитывающий распределённость нагрузки по линии (0,37 — для линии с рапределённой нагрузкой, т.е. на каждую фазу из трёх подключены по 20 домов садоводов);

L — длина линии в километрах ( в нашем примере 2 км);

tgφ — коэффициент реактивной мощности (0,6);

F — сечение провода в мм²;

Д — период в днях (в формуле используем период 365 дней);

Кф² — коэффициент заполнения графика, рассчитывается по формуле:

Kф² = (1 + 2Кз)
3Kз

где Кз — коэффициент заполнения графика. При отсутствии данных о форме графика нагрузки обычно принимается значение — 0,3; тогда: Kф² = 1,78.

Расчёт потерь по по формуле выполняется для одной линии фидера. Их 3 по 2 километра.

Считаем, что общая нагрузка равномерно распределена по линиям внутри фидера. Т.е. годовое потребление по одной линии фидера равно 1/3 от общего потребления.

Тогда: Wсум. = 3 * ΔW в линии.

Отпущенная садоводам электроэнергия за год составляет 63000 кВт/ч, тогда по каждой линии фидера: 63000 / 3 = 21000 кВт/ч или 21·106Вт/ч — именно в таком виде значение присутствует в формуле.

ΔWлинии=9,3· 21²·106·(1+0,6²)·1,78·0,37. 2 =
365 35
ΔWлинии= 573,67 кВт/ч

Тогда за год по трём линиям фидера: ΔWсум. = 3 х 573,67 = 1721 кВт/ч.

Потери за год в ЛЭП в процентах: ΔWсум.% = ΔWсум/Wсум x 100% = 2,73%

Учёт потерь на вводе в дома.

При условии, что все приборы учета потребляемой энергии размещены на опорах ЛЭП, то длина провода от точки присоединения линии, принадлежащей садоводу до его индивидуального прибора учёта составит всего 6 метров (общая длина опоры 9 метров).

Сопротивление провода СИП-16 (самонесущий изолированный провод, сечением 16 мм²) на 6 метров длины составляет всего R = 0,02ом.

Pввода= 4 кВт (примем за расчётную разрешённую электрическую мощность для одного дома).

Рассчитываем силу тока для мощности 4 кВт: Iввода = Pввода/220 = 4000Вт / 220в = 18 (А).

Тогда: dPввода = I² x Rввода = 18² х 0,02 = 6,48Вт — потери за 1 час при нагрузке.

Тогда суммарные потери в линиях 60 подключённых садоводов за год составят:
dWввода = 60 х 17,029 кВт/ч = 1021,74 кВт/ч

Учёт суммарных потерь в ЛЭП за год:

ΔWсум. итог = 1721 + 1021,24 = 2745,24 кВт/ч

ΔWсум.%= ΔWсум / Wсум x 100%= 2745,24/63000 х 100%= 4,36%

Итого: Во внутренней воздушной ЛЭП СНТ протяжённостью 2 километра (3 фазы и ноль), проводе сечением 35мм², подключёнными 60 домами, при общем потреблении 63000 кВт/ч электроэнергии в год потери составят 4,36%

Важные замечания:

• Если в СНТ несколько фидеров, которые отличаются друг от друга протяжённостью, сечением провода и количеством проходящей через них электроэнергии, то подсчёт необходимо делать отдельно для одной линиии каждого фидера. Затем суммировать потери по всем фидерам для выведения общего процента потерь.
• При расчёте потерь на участке линии, принадлежащей садоводу, учитывался коэффициент сопротивления (0, 02ом) одного провода марки СИП-2х16 при 20°C протяжённостью 6 метров. Соответственно, если у Вас в СНТ счётчики висят не на опорах, то необходимо увеличивать коэффициент сопротивления пропорционально длине провода.
• При расчёте потерь на участке линии, принадлежащей садоводу, также следует учитывать разрешённую мощность для дома. При разном потреблении и разрешённой мощности потери будут разными. Правильным и целесообразным будет распределение мощности в зависимости от потребностей:
  для садовода-дачника — 3,5 кВт (т.е. соответствует ограничению по автомату защитного отключения на 16А);
  для постоянно проживающего в СНТ садовода — от 5,5 кВт до 7 кВт (соответственно автоматы защитного отключения при перегрузке на 25А и 32А).
• При получении данных по потерям для проживающих и для дачников целесообразно установить и различную оплату технологических потерь для этих категорий садоводов (см. пункт 3 расчёта, т.е. в зависимости от величины I — силы тока, у дачника при 16А потери будут меньше, чем у постоянно проживающего при 32А, а значит и расчёта потерь на вводе в дома должно быть два отдельных).

Пример: В заключении следует добавить то, что нашему СНТ «Пищевик» ЭСО «Янтарьэнерго» при заключении Договора на электроснабжение в 1997 г. установило рассчитанную ими величину технологических потерь от ТП до места установки общего прибора учёта электроэнергии равную 4,95% за 1 кВт/ч. Подсчёт потерь в линии составил по данной методике 1,5% максимум. С трудом верится в то, что потери в трансформаторе, который СНТ не принадлежит, составляют ещё почти 3,5%. А по Договору потери трансформатора не наши. Пора с этим разобраться. О результате Вы скоро узнаете.
Продолжим. Ранее наш бухгалтер в СНТ брал 5% к кВт/ч за потери, установленные «Янтарьэнерго» и 5% за потери внутри СНТ. Никто, естественно ничего не рассчитывал. Пример расчёта, который использован на странице, почти на 90% соответствует действительности при эксплуатации старой ЛЭП в нашем СНТ. Так вот этих денег хватало на оплату всех потерь в сети. Даже оставались и постепенно накапливались излишки. Это подчеркивает тот факт, что методика работает и вполне соответствует действительности. Сравните сами: 5% и 5% (идет постепенное накопление излишков) или 4,95% и 4,36% (нет излишков). Т.е., расчёт потерь электроэнергии соответствует действительным потерям.

Приказ Министерства промышленности и энергетики РФ
от 4 октября 2005 г. № 267

«Об организации в Министерстве промышленности и энергетики Российской Федерации
работы по утверждению нормативов технологических потерь электроэнергии
при ее передаче по электрическим сетям»

(с изменениями от 16 июля, 1 ноября 2007 г.)

В целях реализации постановления Правительства Российской Федерации от 16 июня 2004 г. № 284 «Об утверждении Положения о Министерстве промышленности и энергетики Российской Федерации» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, № 25, ст. 2566; № 38, ст. 3803; 2005, № 5, ст. 390) приказываю:

1. Утвердить прилагаемое Положение об организации в Министерстве промышленности и энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям.

2. Утвердить прилагаемый Порядок расчета и обоснования нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям.

3. Контроль за исполнением настоящего приказа оставляю за собой.

Врио Министра	А.Г. Реус
Зарегистрировано в Минюсте РФ 28 октября 2005 г.
Регистрационный № 7122

Приложение

Положение об организации в Министерстве промышленности и энергетики Российской Федерации
работы по утверждению нормативов технологических потерь электроэнергии
при ее передаче по электрическим сетям

(утв. приказом Министерства промышленности и энергетики РФ
от 4 октября 2005 г. № 267)

(с изменениями от 16 июля 2007 г.)

1. Настоящее Положение определяет порядок рассмотрения и утверждения нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям (далее — нормативы).

2. Утверждению в соответствии с настоящим Положением подлежат нормативы технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям в процентах по отношению к отпуску электрической энергии в сеть для электросетевой организации (далее — ЭСО) (для федеральной сетевой компании и межрегиональной магистральной сетевой компании — по отношению к отпуску электроэнергии из сети своей компании).

3. Для утверждения нормативов организация до 1 июня года, предшествующего периоду регулирования, представляет в Минпромэнерго России заявление с обосновывающими материалами в соответствии с пунктом 8 настоящего Положения.

4. Материалы по обоснованию нормативов подлежат обязательной регистрации в журнале учета документов по нормативам в день их поступления в Минпромэнерго России.

Каждому заявлению, поступившему в Минпромэнерго России, присваивается номер, указывается время, число, месяц и год поступления, а также проставляется штамп Минпромэнерго России.

5. После регистрации материалы по обоснованию нормативов передаются на рассмотрение в Департамент электроэнергетики Минпромэнерго России.

Документы, содержащие коммерческую и служебную тайну, должны иметь соответствующую отметку.

6. Процедура утверждения нормативов проводится путем рассмотрения соответствующих дел.

7. Для организации работы по утверждению нормативов образуется Комиссия по утверждению нормативов (далее — Комиссия), а также определяется уполномоченный по делу из числа сотрудников Департамента электроэнергетики Минпромэнерго России.

8. По каждому заявлению организации открывается дело об утверждении нормативов, в которое подшиваются следующие материалы:

1) письменное заявление об утверждении нормативов, к которому прилагаются копии учредительных и регистрационных документов, справка налогового органа о постановке на учет;

2) документы, обосновывающие значения нормативов, представленных к утверждению, в соответствии с перечнем и требованиями Порядка расчета и обоснования нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям (далее — Порядок).

Дело содержит опись документов, хранящихся в нем, в которой для каждого документа указываются: его порядковый номер в деле, дата поступления, наименование и реквизиты, количество листов, фамилия, инициалы и подпись работника Минпромэнерго России, внесшего документ в дело.

9. При накапливании в одном деле большого количества документов допускается деление дела на тома. В этом случае на титульном листе тома также указывается порядковый номер тома. Опись документов должна соответствовать фактически находящимся в данном томе документам.

10. В деле об утверждении нормативов производятся записи по следующим графам:

1) в графе «Номер документа» проставляется порядковый номер поступившего документа;

2) в графе «Дата приема» проставляется дата приема (поступления) документов (в том числе по дополнительному запросу);

3) в графе «Поступившие документы» указывается наименование поступившего документа и количество листов;

4) в графе «Документы принял» указываются фамилия и инициалы уполномоченного по делу об утверждении нормативов и ставится его подпись;

5) в графе «Принятое решение» указываются сведения о результате рассмотрения представленных документов.

11. Уполномоченный по делу в недельный срок с даты регистрации проверяет правильность оформления материалов по нормативам: комплектность; наличие указанных приложений; наличие удостоверяющих реквизитов (подписи, штампа, регистрационного номера, фамилии и номера телефона заявителя), проводит анализ представленных материалов на предмет их соответствия требованиям, указанным в Порядке и направляет организации извещение об открытии дела с указанием должности, фамилии, имени и отчества лица, назначенного уполномоченным по делу, а также даты рассмотрения дела по утверждению нормативов.

12. Минпромэнерго России организует проведение экспертизы материалов, обосновывающих значения нормативов представленных на утверждение.

13. Срок проведения экспертизы определяется Комиссией в зависимости от трудоемкости экспертных работ и объема представленных материалов, но не должен превышать 30 дней.

14. По результатам экспертизы составляется заключение, которое приобщается к делу об утверждении нормативов. Экспертные заключения представляются не позднее чем за две недели до даты рассмотрения Комиссией дела об утверждении нормативов.

15. Экспертные заключения помимо общих мотивированных выводов и рекомендаций должны содержать:

1) оценку достоверности данных, приведенных в предложениях об утверждении нормативов;

2) анализ соответствия расчета нормативов и формы представления предложений утвержденным нормативно-методическим документам по вопросам утверждения нормативов;

3) расчетные материалы и сводно-аналитические таблицы;

4) обосновывающие документы;

5) иные сведения.

16. Организации за 2 недели до рассмотрения дела об утверждении нормативов направляется извещение о дате, времени и месте заседания Комиссии и проект протокола Комиссии об утверждении нормативов.

17. Комиссия рассматривает на своих заседаниях представленные организациями материалы по утверждению нормативов, экспертные заключения и выносит решения по вопросу утверждения нормативов.

18. В случае если представленные материалы по своему объему, содержанию и обоснованности не позволяют сделать заключение по утверждению нормативов, то Комиссия принимает решение о необходимости дополнительной проработки материалов.

19. В течение 5 дней со дня оформления протокола издается приказ Минпромэнерго России об утверждении нормативов, включающий в себя:

1) величину утвержденных нормативов;

2) дату введения в действие нормативов;

3) сроки действия нормативов.

Выписка из приказа с приложением утвержденных нормативов, заверенная печатью Минпромэнерго России, направляется организации.

20. Приказ Минпромэнерго России об утверждении нормативов публикуется на сайте Министерства промышленности и энергетики Российской Федерации.