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.
- Методики вычисления структуры ТВЕ, что грунтуются на статистических данных, не могут применяться для нормирования.
- 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:
- расчетных схем электрических сетей (перечня элементов схемы) каждой класса напряжения и технических данных (параметров) элементов этих сетей;
- значений эквивалентных групповых сопротивлений или сопротивлений многоэлементных ЛЭП и трансформаторов каждой класса напряжения;
- 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:
- выполнение технико-экономических расчетов;
- 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:
- 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);
- 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;
- 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;
- 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;
- 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;
- дани о суммарной длине и количестве однофазных и, трехфазных воздушных и кабельных вводов в индивидуальные жилые дома;
- 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;
- количество комплектов ТС и ТН на каждом класса напряжения;
- количество трехфазных и однофазных индукционных счетчиков потребителей;
- объем реактивной электроэнергии, произведенной собственными БСК;
- количество и технические данные токоограничивающих реакторов;
- количество и технические данные дугогасящих катушек;
- 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;
- 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:
- 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;
- 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.
- 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.
- 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:
- значений эквивалентных групповых сопротивлений ЛЭП и трансформаторов и перетекание электроэнергии по этим эквивалентным сопротивлениям за расчетный (за Г.4.1.1 приложению Г);
- значений эквивалентных сопротивлений многоэлементных ЛЭП и главных потоков энергии (за Г.4.1.2 приложению Г).
- 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.
- 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.
- 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.
- 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.
- Нормативные метрологические потери электроэнергии вычисляют по методике, которая представлена в приложении Э.
- 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.
- Нормативные метрологические потери электроэнергии вычисляют по методике, которая представлена в приложении Э.
- Прогнозирование структуры НЗТВЕ выполняют на основе положений, изложенных в приложении Ж.
- 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.
- 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. - 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.
- 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.
- 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. - За результатами разработки НХТВЕ экспертная организация составляет протокол утверждения НХТВЕ, который согласовывает лицензиатом-передатчиком и подписывается руководством экспертной организации.
- В протоколе утверждения НХТВЕ указываются:
- методика и программное обеспечение расчета НХТВЕ;
- вид НХТВЕ для электрических сетей каждой класса напряжения;
- способ расчета НЗТВЕ на месяце расчетного периода;
- срок действия НХТВЕ;
- перечень документов, рассмотренных во время согласования;
- перечень приложений в протокол;
- другие особые условия, если такие есть.
- входные данные согласно приложению К;
- входные данные и расчеты потерь электроэнергии в других элементах;
- входные данные и расчеты нормативных затрат электроэнергии на собственные нужды подстанций и распределительных пунктов;
- структура НЗТВЕ и выписка из баланса электроэнергии за месяцы, кварталы базового года и за базовый год;
- сравнительный анализ структуры НЗТВЕ и структуры баланса электроэнергии за базовый и предыдущий к базовому года;
- прогнозные НЗТВЕ на месяце, кварталы расчетного периода и на расчетный период (год).
- 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.
- 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.
- 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;
- вносить изменения во входные данные, если во время разработки НХТВЕ экспертной организацией будет установленная их недостоверность или выявленные ошибки и неточности.
- использовать утвержденные НХТВЕ и результаты расчета НЗТВЕ в порядке, который определен Министерством топлива и энергетики Украины и НКРЕ;
- обжаловать в Министерстве топлива и энергетики Украины действия экспертной организации в случае несогласия с ее позицией.
- Лицензиат-передатчик несет ответственность за достоверность входных данных для разработки НХТВЕ и вычисление НЗТВЕ за расчетные периоды базового года.
- 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.
- Экспертная организация имеет право:
- требовать от лицензиата-передатчика внесения изменений во входные данные, если во время разработки НХТВЕ будет установленная их недостоверность или выявленные ошибки и неточности.
- 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.
- 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.
- 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".
- 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".
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.
6.4 Порядок нормирования ТВЕ в электрических сетях
6.4.1 Субъекта 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.
В протокол утверждения НХТВЕ прибавляются:
6.4.3 Порядок и сроки утверждения НХТВЕ
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:
6.4.4.2 Лицензиат-передатчик имеет право:
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