Законодательство
Астраханской области

Астраханская область
Ахтубинский район
Володарский район
Енотаевский район
Икрянинский район
Камызякский район
Красноярский район
Лиманский район
Наримановский район
Приволжский район
Харабалинский район
Черноярский район

Законы
Постановления
Распоряжения
Определения
Решения
Положения
Приказы
Все документы
Указы
Уставы
Протесты
Представления








Постановление Региональной энергетической комиссии Астраханской области от 12.05.2004 № 10
"Об утверждении Методического пособия по разработке типового бизнес-плана по снижению потерь энергии в электрических сетях"

Официальная публикация в СМИ:
публикаций не найдено


Вступил в силу с 12 мая 2004 года (пункт 4 данного документа).



РЕГИОНАЛЬНАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ КОМИССИЯ
АСТРАХАНСКОЙ ОБЛАСТИ

ПОСТАНОВЛЕНИЕ
от 12 мая 2004 г. № 10

ОБ УТВЕРЖДЕНИИ
МЕТОДИЧЕСКОГО ПОСОБИЯ ПО РАЗРАБОТКЕ
ТИПОВОГО БИЗНЕС-ПЛАНА ПО СНИЖЕНИЮ ПОТЕРЬ
ЭНЕРГИИ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ

В целях снижения потерь электрической энергии в электрических сетях энергоснабжающих организаций и с учетом протокола заседания Экспертного совета при региональной энергетической комиссии Астраханской области от 06.05.2004 № 2 региональная энергетическая комиссия Астраханской области постановляет:
1. Утвердить прилагаемое Методическое пособие по разработке типового бизнес-плана по снижению потерь энергии в электрических сетях.
2. Рекомендовать энергоснабжающим организациям Астраханской области применять прилагаемое Методическое пособие при разработке мероприятий по сокращению потерь энергии в электрических сетях.
3. Разместить Методическое пособие в информационно-правовой системе "Консультант Плюс".
4. Настоящее Постановление вступает в силу со дня его подписания.

Председатель
В.А.МОВЧАН

Члены правления
Г.Л.ФОМИНА
А.М.КАШИН





Утверждено
Постановлением
РЭК Астраханской области
от 12 мая 2004 г. № 10

МЕТОДИЧЕСКОЕ ПОСОБИЕ
ПО РАЗРАБОТКЕ ТИПОВОГО БИЗНЕС-ПЛАНА
ПО СНИЖЕНИЮ ПОТЕРЬ ЭНЕРГИИ
В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ



Одобрено и рекомендовано
к применению на заседании
Экспертного Совета при РЭК
Астраханской области
(Протокол № 2 от 06.05.2004)



Разработчик:
Региональная Энергетическая комиссия
Астраханской области



Содержание:

1. Общие положения
2. Применяемые понятия
3. Технико-экономические параметры организации
4. Программа (план мероприятий) снижения уровня потерь электроэнергии
4.1. Типовой перечень мероприятий по снижению технологического расхода электрической энергии на передачу по электрическим сетям - организационные мероприятия;
4.2. Типовой перечень мероприятий по снижению технологического расхода электрической энергии на передачу по электрическим сетям - технические мероприятия;
4.3. Типовой перечень мероприятий по совершенствованию систем расчетного и технического учета электроэнергии.
5. Определение планируемого и фактического снижения потерь от внедрения мероприятий Программы
6. Расчет эффективности Программы. Расчет срока окупаемости мероприятий Программы
7. Программа инвестирования

Приложение:
Типовой бизнес-план по снижению потерь электрической энергии в электрических сетях энергоснабжающей организации.



1. Общие положения

Настоящее методическое пособие разработано в соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от 26 февраля 2004 года № 109 "О ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергии в Российской Федерации" (далее Постановление Правительства РФ), Методическими указаниями по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке, утвержденными Постановлением ФЭК РФ от 31 июля 2002 года № 49-э/8 (с изменениями от 14 мая 2003 г.) (далее Методика), Законом Астраханской области от 27.07.1999 № 33/99-ОЗ "Об энергосбережении и повышении эффективности использования топлива и энергии" и "Основными направлениями сокращения потерь в электроэнергетическом хозяйстве Астраханской области на период до 2005 года", утвержденных Постановлением Главы Администрации области от 30.05.2002 № 235.

Методическое пособие

Бизнес-план представляет собой программу развития производства в части сокращения потерь электрической энергии и содержит, в соответствии с требованиями п. 32 Постановления Правительства РФ и п. 13 Методики, перечень объектов (мероприятий), объем необходимых инвестиций, сроки их освоения, источники инвестиций (амортизация, прибыль, заемные средства и т.д.), расчет эффективности по критерию дисконтированного интегрального эффекта и срок возврата инвестиций.
В соответствии с п. 32 Постановления Правительства РФ инвестиционные проекты по строительству и техническому перевооружению подлежат обязательному согласованию регулирующим органом, т.е. РЭК.
Бизнес-план содержит типовой перечень мероприятий по сокращению потерь. На усмотрение организации перечень может быть изменен с учетом специфики применяемого электрооборудования. Допускается включение в бизнес-план мероприятий, не учтенных в типовом перечне.
Разработанный и утвержденный руководством энергоснабжающей организации бизнес-план по сокращению потерь электроэнергии представляется в РЭК Астраханской области и в период формирования тарифов на электрическую и тепловую энергию является основанием рассмотрения и согласования затрат на реализацию мероприятий, направленных на сокращение потерь, в установленном законодательством порядке.
Настоящее Методическое пособие применяется для предприятий всех организационно-правовых форм, оказывающих услуги по передаче электрической энергии (мощности) по сетям.

2. Применяемые понятия

2.1. Технические потери электроэнергии - потери электроэнергии, обусловленные физическими процессами в проводах и электрооборудовании, происходящими при передаче электроэнергии от мест ее производства до точек продажи потребителям.
2.2. Расход электроэнергии на собственные нужды подстанций - расход электроэнергии, необходимый для обеспечения работы технологического оборудования подстанций и жизнедеятельности обслуживающего персонала, определяемый по показаниям счетчиков.
2.3. Система учета электроэнергии - комплекс технических средств, обеспечивающих измерение поступления и отпуска электроэнергии на объект. Включает в себя измерительные трансформаторы тока, напряжения и электросчетчики или автоматизированные системы учета электроэнергии.
2.4. Потери электроэнергии, обусловленные инструментальными погрешностями ее измерения - недоучет электроэнергии, обусловленный техническими характеристиками и режимами работы системы учета электроэнергии на объекте.
2.5. Коммерческие потери - потери, обусловленные: хищениями электроэнергии, несоответствием между показаниями счетчиков и оплатой за электроэнергию потребителями и другими причинами в сфере организации контроля за потреблением энергии.
2.6. Технологические потери электроэнергии - суммарное значение технических потерь, расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций и потерь электроэнергии, обусловленных инструментальными погрешностями учета.
2.7. Нормирование потерь электроэнергии - установление для рассматриваемого периода времени приемлемого (нормального) по техническим и экономическим критериям уровня потерь электроэнергии (норматива потерь). Норматив технологического расхода электрической энергии (мощности) на ее передачу, применяемый для целей расчета и регулирования тарифов на электрическую энергию (размера платы за услуги по ее передаче) определяется в соответствии с Рекомендациями по укрупненной оценке нормативов условно-постоянных и переменных потерь электрической энергии, утвержденных Постановлением ФЭК России от 17.03.2000 № 14/10.
2.8. Организационные мероприятия - мероприятия, обеспечивающие снижение потерь электроэнергии за счет оптимизации схем и режимов работ: электрических сетей и подстанций, совершенствования их технического обслуживания, позволяющие достичь положительного экономического эффекта.
2.9. Технические мероприятия по снижению потерь электроэнергии - мероприятия по строительству и реконструкции электрических сетей, обеспечивающие снижение потерь электроэнергии и позволяющие достичь положительного экономического эффекта. Технические мероприятия разделяются на мероприятия по снижению потерь и мероприятия с сопутствующим снижением потерь электроэнергии. Срок окупаемости затрат на внедрение технических мероприятий по снижению потерь электроэнергии не должен превышать 8 лет.
2.10. Технические мероприятия с сопутствующим снижением потерь электроэнергии - мероприятия, срок окупаемости затрат на внедрение которых за счет эффекта только от снижения потерь составляет более 8 лет.
2.11. Приведенное к году снижение потерь электроэнергии от внедрения технического мероприятия - расчетное снижение потерь электроэнергии, получаемое за год.
2.12. Снижение потерь электроэнергии с момента внедрения мероприятия - снижение потерь, получаемое за период с момента внедрения мероприятия до конца отчетного или планового периода (квартала, года).

3. Технико-экономические параметры организации

3.1. Общие сведения о предприятии:
- центры питания и питающие линии (электрические сети)

Таблица 1
   ------------------T----------------T-----------------------------------------------¬

¦ Величина ¦ Количество ¦ В том числе: ¦
¦ напряжения ¦ всего +----------------------T------------------------+
¦ кВ ¦ шт. ¦ Воздушные ¦ Кабельные ¦
¦ ¦ ¦ шт. ¦ шт. ¦
+-----------------+----------------+----------------------+------------------------+
¦ 0.4 (НН) ¦ ¦ ¦ ¦
+-----------------+----------------+----------------------+------------------------+
¦ 1-20 (СН-2) ¦ ¦ ¦ ¦
+-----------------+----------------+----------------------+------------------------+
¦ 35 (СН-1) ¦ ¦ ¦ ¦
+-----------------+----------------+----------------------+------------------------+
¦ 110 и выше ¦ ¦ ¦ ¦
¦ (ВН) ¦ ¦ ¦ ¦
+-----------------+----------------+----------------------+------------------------+
¦ Всего:¦ ¦ ¦ ¦
L-----------------+----------------+----------------------+-------------------------


Приложить отчет о фактической величине потерь электрической энергии в центрах питания и питающих линиях за _____год в кВт.ч (по форме принятой в организации);
- общая протяженность электрических сетей

Таблица 2
   --------------------T--------------------------------T--------------------------------¬

¦ Величина эл. ¦ Протяженность (км) ¦ Опоры возд. ЛЭП (шт.) ¦
¦ напряжения ¦ ¦ ¦
¦ +-------T------------------------+-------T------------------------+
¦ ¦ всего ¦ в том числе: ¦ всего ¦ В том числе: ¦
¦ ¦ +-----------T------------+ +-----------T------------+
¦ ¦ ¦ воздуш. ¦ кабельн. ¦ ¦ ж/бетон. ¦ деревян. ¦
+-------------------+-------+-----------+------------+-------+-----------+------------+
¦ 0.4 кВ (НН) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------------+-------+-----------+------------+-------+-----------+------------+
¦ 1-20 кВ (СН-2) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------------+-------+-----------+------------+-------+-----------+------------+
¦ 35 кВ (СН-1) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------------+-------+-----------+------------+-------+-----------+------------+
¦ 110 и выше кВ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ (ВН) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------------+-------+-----------+------------+-------+-----------+------------+
¦ Всего:¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L-------------------+-------+-----------+------------+-------+-----------+-------------


Приложить отчет о фактической величине потерь электрической энергии в электрических сетях за _____ год в кВт.ч (по форме принятой в организации);
- трансформаторные подстанции

Таблица 3
   --------------------T-----------------------------T---------------T--------------------¬

¦ ¦ Количество подстанций ¦ Кол. установ. ¦ Количество ¦
¦ Напряжение ¦ ¦ трансформ. ¦ присоединений ¦
¦ ¦ ¦ шт. ¦ шт. ¦
¦ +-----------------------------+ ¦ ¦
¦ ¦ С трансформаторами ¦ ¦ ¦
¦ +-------T-------T-------------+ ¦ ¦
¦ ¦ 1 шт. ¦ 2 шт. ¦ 3 и более ¦ ¦ ¦
+-------------------+-------+-------+-------------+---------------+--------------------+
¦ 0.4 кВ (НН) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------------+-------+-------+-------------+---------------+--------------------+
¦ 1-20 кВ (СН-2) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------------+-------+-------+-------------+---------------+--------------------+
¦ 35 кВ (СН-1) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------------+-------+-------+-------------+---------------+--------------------+
¦ 110 и выше кВ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ (ВН) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------------+-------+-------+-------------+---------------+--------------------+
¦ Всего:¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L-------------------+-------+-------+-------------+---------------+---------------------


Дать разбивку типов трансформаторов по уровням напряжений.
Приложить отчет о фактической величине потерь электрической энергии в трансформаторных подстанциях за ______год в кВт.ч (по форме принятой в организации);
- установленная мощность электроприемников

Таблица 4
   --------------------T---------------T-----------------------------T------------------¬

¦ ¦ Колич-во ¦ ¦ Суммарная ¦
¦ Напряжение ¦трансформаторов¦ В том числе: ¦ мощность кВт. ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ шт. ¦ ¦ ¦
¦ ¦ +-----T-----T-----T-----------¦ ¦
¦ ¦ ¦ 100 ¦ 160 ¦ 180 ¦ И т.д. ¦ ¦
¦ ¦ ¦ кВа ¦ кВа ¦ кВа ¦ ¦ ¦
+-------------------+---------------+-----+-----+-----+-----------+------------------+
¦ 0.4 кВ (НН) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------------+---------------+-----+-----+-----+-----------+------------------+
¦ 1-20 кВ (СН-2) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------------+---------------+-----+-----+-----+-----------+------------------+
¦ 35 кВ (СН-1) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------------+---------------+-----+-----+-----+-----------+------------------+
¦ 110 и выше кВ (ВН)¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------------+---------------+-----+-----+-----+-----------+------------------+
¦ Итого:¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L-------------------+---------------+-----+-----+-----+-----------+-------------------


- фактически потребляемая мощность электроприемников

Таблица 5
   --------------------T---------------T-----------------------------T------------------¬

¦ ¦ Колич-во ¦ ¦Суммарная мощность¦
¦ Напряжение ¦трансформаторов¦ В том числе: ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ шт. ¦ ¦ ¦
¦ ¦ +-----T-----T-----T-----------+ ¦
¦ ¦ ¦ 100 ¦ 160 ¦ 180 ¦ И т.д. ¦ кВт ¦
¦ ¦ ¦ кВа ¦ кВа ¦ кВа ¦ ¦ ¦
+-------------------+---------------+-----+-----+-----+-----------+------------------+
¦ 0.4 кВ (НН) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------------+---------------+-----+-----+-----+-----------+------------------+
¦ 1-20 кВ (СН-2) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------------+---------------+-----+-----+-----+-----------+------------------+
¦ 35 кВ (СН-1) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------------+---------------+-----+-----+-----+-----------+------------------+
¦ 110 и выше кВ (ВН)¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------------+---------------+-----+-----+-----+-----------+------------------+
¦ Итого:¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L-------------------+---------------+-----+-----+-----+-----------+-------------------


- СК (синхронные компенсаторы) и генераторы, работающие в режиме СК

Таблица 6
   --------------------------------------------T-----------------------------------------¬

¦ Номинальная мощность, Мвар ¦ Количество ¦
+-------------------------------------------+-----------------------------------------+
¦ До 15 ¦ ¦
+-------------------------------------------+-----------------------------------------+
¦ 15-37.5 ¦ ¦
+-------------------------------------------+-----------------------------------------+
¦ 50 ¦ ¦
+-------------------------------------------+-----------------------------------------+
¦ 75-100 ¦ ¦
+-------------------------------------------+-----------------------------------------+
¦ Итого: ¦ ¦
L-------------------------------------------+------------------------------------------


Приложить отчет о фактических потерях электроэнергии в СК за ______ год (по форме принятой в организации);

- Батареи статических конденсаторов (БСК)

Таблица 7
   --------------------------------------------T-----------------------------------------¬

¦ Номинальное напряжение, кВ ¦ Количество ¦
+-------------------------------------------+-----------------------------------------+
¦ 0.4 (НН) ¦ ¦
+-------------------------------------------+-----------------------------------------+
¦ 1-20 (СН-2) ¦ ¦
+-------------------------------------------+-----------------------------------------+
¦ 35 (СН-1) ¦ ¦
+-------------------------------------------+-----------------------------------------+
¦ 110 и выше (ВН) ¦ ¦
+-------------------------------------------+-----------------------------------------+
¦ Итого: ¦ ¦
L-------------------------------------------+------------------------------------------


Приложить отчет о фактических потерях электроэнергии в БСК за _____ год (по форме принятой в организации);

- баланс электрической энергии и мощности
Таблица 8
   ------T-----------------------------T------------------------------------------------¬

¦ ¦ ¦ Уровень напряжения ¦
¦ ¦ +----------T------------T----------T-------------+
¦ ¦ ¦ 0.4 кВ ¦ 1-20 кВ ¦ 35 кВ ¦ 110 и выше ¦
¦ ¦ ¦ (НН) ¦ (СН-2) ¦ (СН-1) ¦ (ВН) ¦
+-----+-----------------------------+----------+------------+----------+-------------+
¦ 1.¦Покупка электроэнергии кВт.ч ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----+-----------------------------+----------+------------+----------+-------------+
¦ 2.¦Потери электроэнергии кВт.ч ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----+-----------------------------+----------+------------+----------+-------------+
¦ 3.¦Полезный отпуск ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦электроэнергии кВт.ч ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----+-----------------------------+----------+------------+----------+-------------+
¦ ¦В том числе: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----+-----------------------------+----------+------------+----------+-------------+
¦ 3.1¦- сторонним потребителям ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----+-----------------------------+----------+------------+----------+-------------+
¦ 3.2¦- хозяйственные нужды ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----+-----------------------------+----------+------------+----------+-------------+
¦ 3.3¦- производственные нужды ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L-----+-----------------------------+----------+------------+----------+--------------


Приложить отчет о суммарных фактических потерях электрической энергии за _____год (п.3) (по форме, с приложением расчетов применяемых в организации)

- структура полезного отпуска электрической энергии (мощности) по группам потребителей (для ЭСО)
СН - 1-20 кВт.ч и 35 кВт.ч

Таблица 9
   -----T--------------------------T--------------------------T-------------------------¬

¦ ¦ ¦ Объем полезного отпуска ¦ Заявленная (расчетная) ¦
¦ ¦ ¦ электроэнергии тыс. кВт.ч¦ мощность ¦
¦ № ¦ Группы потребителей ¦ ¦ тыс. кВт ¦
¦ ¦ +-------T-----T-----T------+-------T----T-----T------+
¦ ¦ ¦ Всего ¦ ВН ¦ СН ¦ НН ¦ Всего ¦ ВН ¦ СН ¦ НН ¦
+----+--------------------------+-------+-----+-----+------+-------+----+-----+------+
¦ 1¦ 2¦ 3¦ 4¦ 5¦ 6¦ 7¦ 8¦ 9¦ 10¦
+----+--------------------------+-------+-----+-----+------+-------+----+-----+------+
¦ 1.¦Бюджетные потребители ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+----+--------------------------+-------+-----+-----+------+-------+----+-----+------+
¦ 2.¦Население, в том числе: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+----+--------------------------+-------+-----+-----+------+-------+----+-----+------+
¦ 2.1¦- бытовые нужды ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦населения, проживающего в ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦городских населенных ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦пунктах ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+----+--------------------------+-------+-----+-----+------+-------+----+-----+------+
¦ 2.2¦- бытовые нужды ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦населения, проживающего в¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦сельских населенных ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦пунктах и в городских ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦населенных пунктах в ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦домах, оборудованных в ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦установленном порядке ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦стационарными ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦электроплитами и ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦электроотопительными ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦установками ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+----+--------------------------+-------+-----+-----+------+-------+----+-----+------+
¦ 3.¦Населенные пункты, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦рассчитывающиеся по ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦общему счетчику на вводе ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦всего, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦в том числе: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+----+--------------------------+-------+-----+-----+------+-------+----+-----+------+
¦ 3.1¦городские населенные ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦пункты ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+----+--------------------------+-------+-----+-----+------+-------+----+-----+------+
¦ 3.2¦сельские населенные пункты¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+----+--------------------------+-------+-----+-----+------+-------+----+-----+------+
¦ 4.¦Жилищные организации, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦потребляющие ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦электрическую энергию на ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦нужды жилых домов ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+----+--------------------------+-------+-----+-----+------+-------+----+-----+------+
¦ 5.¦Садоводческие ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦товарищества, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦дачно-строительные ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦кооперативы, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦рассчитывающиеся по ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦общему счетчику на вводе ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+----+--------------------------+-------+-----+-----+------+-------+----+-----+------+
¦ 6.¦Содержащиеся за счет ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦прихожан религиозные ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦организации ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+----+--------------------------+-------+-----+-----+------+-------+----+-----+------+
¦ 7.¦Прочие потребители всего, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦в том числе: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+----+--------------------------+-------+-----+-----+------+-------+----+-----+------+
¦ 7.1¦- промышленные и ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦приравненные к ним ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦потребители ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+----+--------------------------+-------+-----+-----+------+-------+----+-----+------+
¦ 7.2¦- электрифицированный ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦железнодорожный транспорт ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+----+--------------------------+-------+-----+-----+------+-------+----+-----+------+
¦ 7.3¦- электрифицированный ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦городской транспорт ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+----+--------------------------+-------+-----+-----+------+-------+----+-----+------+
¦ 7.4¦- непромышленные ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦потребители ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+----+--------------------------+-------+-----+-----+------+-------+----+-----+------+
¦ 7.5¦- производственные ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦сельскохозяйственные ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦потребители ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+----+--------------------------+-------+-----+-----+------+-------+----+-----+------+
¦ 7.6¦- хозяйственные нужды ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦энергоснабжающих ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦организаций ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+----+--------------------------+-------+-----+-----+------+-------+----+-----+------+
¦ 8.¦ Всего потребители:¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L----+--------------------------+-------+-----+-----+------+-------+----+-----+-------


- наличие приборов учета электрической энергии:

Таблица 10
   ------------------------------T-------------------------------------------------------¬

¦ ¦ Количество точек учета ¦
¦ Место установки ¦ ¦
¦ +------------------T----------------T-------------------+
¦ ¦ ВН ¦ СН ¦ НН ¦
+-----------------------------+------------------+----------------+-------------------+
¦На межсетевых линиях ¦ ¦ ¦ ¦
+-----------------------------+------------------+----------------+-------------------+
¦На подстанциях ¦ ¦ ¦ ¦
+-----------------------------+------------------+----------------+-------------------+
¦На фидерах ¦ ¦ ¦ ¦
+-----------------------------+------------------+----------------+-------------------+
¦Итого: ¦ ¦ ¦ ¦
L-----------------------------+------------------+----------------+--------------------


3.2. Общая характеристика хозяйственной деятельности предприятия:
- объем валовой продукции (тыс. руб.);
- себестоимость (тыс. руб.), в том числе амортизационные отчисления;
- энергоемкость выпускаемой продукции
- прибыль (убыток) - в случае убытка дать объяснения (тыс. руб.).

3.3. Основные показатели финансово-хозяйственной деятельности:

Таблица 11
   ------T----------------------------------------T---------------T------------T--------¬

¦ № ¦ ¦ Единицы ¦ ¦Примеча-¦
¦ ¦ Наименование показателя ¦ измерения ¦ Значения ¦ ние ¦
+-----+----------------------------------------+---------------+------------+--------+
¦ 1¦ 2¦ 3¦ 4¦ 5¦
+-----+----------------------------------------+---------------+------------+--------+
¦ 1¦Полезный отпуск электрической энергии ¦ тыс. руб. ¦ ¦ ¦
¦ ¦(с учетом отпуска на ФОРЭМ) ¦ ¦ ¦ ¦
+-----+----------------------------------------+---------------+------------+--------+
¦ 2¦Расходы на производство электрической ¦ тыс. руб. ¦ ¦ ¦
¦ ¦энергии ¦ ¦ ¦ ¦
+-----+----------------------------------------+---------------+------------+--------+
¦ 3¦Амортизация основных средств (в части¦ тыс. руб. ¦ ¦ ¦
¦ ¦электроэнергии) ¦ ¦ ¦ ¦
+-----+----------------------------------------+---------------+------------+--------+
¦ 4¦Затраты на оплату труда (в части ¦ тыс. руб. ¦ ¦ ¦
¦ ¦электроэнергии) ¦ ¦ ¦ ¦
+-----+----------------------------------------+---------------+------------+--------+
¦ 5¦Отчисления на социальные нужды (по п.4) ¦ тыс. руб. ¦ ¦ ¦
+-----+----------------------------------------+---------------+------------+--------+
¦ 6¦Услуги производственного характера (в ¦ тыс. руб. ¦ ¦ ¦
¦ ¦части производства и распределения ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦электроэнергии) ¦ ¦ ¦ ¦
+-----+----------------------------------------+---------------+------------+--------+
¦ 7¦Вспомогательные материалы (в части ¦ тыс. руб. ¦ ¦ ¦
¦ ¦производства и распределения ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦электроэнергии) ¦ ¦ ¦ ¦
+-----+----------------------------------------+---------------+------------+--------+
¦ 8¦Сырье, основные материалы (в части ¦ тыс. руб. ¦ ¦ ¦
¦ ¦производства и распределения ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦электроэнергии) ¦ ¦ ¦ ¦
+-----+----------------------------------------+---------------+------------+--------+
¦ 9¦Прочие затраты (в части производства и ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦распределения электроэнергии), ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦в том числе: ¦ тыс. руб. ¦ ¦ ¦
¦ ¦ - абонентная плата РАО "ЕЭС ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦России" ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ тыс. руб. ¦ ¦ ¦
+-----+----------------------------------------+---------------+------------+--------+
¦ 10¦Затраты на покупку электроэнергии, ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦в том числе: ¦ тыс. руб. ¦ ¦ ¦
¦ ¦ - с ФОРЭМ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ - от ОАО "Астраханьэнерго" ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ - от ОАО "ТЭЦ-Северная" ¦ ¦ ¦ ¦
+-----+----------------------------------------+---------------+------------+--------+
¦ 11¦Объем капвложений, ¦ тыс. руб. ¦ ¦ ¦
¦ ¦в том числе на выполнение мероприятий ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦по сокращению потерь электроэнергии ¦ ¦ ¦ ¦
+-----+----------------------------------------+---------------+------------+--------+
¦ 12¦Сумма расходов на выполнение ¦ тыс. руб. ¦ ¦ ¦
¦ ¦мероприятий по сокращению потерь ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦электроэнергии (включая капитальные ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦вложения) всего, ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦в том числе: ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦(по источникам финансирования) ¦ ¦ ¦ ¦
L-----+----------------------------------------+---------------+------------+---------


3.4. Основные производственные показатели:

Таблица 12
   ----T-------------------------------------------T--------------T------------T----------¬

¦ № ¦ Наименование показателя ¦ Единицы ¦ Значение ¦Примечание¦
¦ ¦ ¦ измерения ¦ ¦ ¦
+---+-------------------------------------------+--------------+------------+----------+
¦ 1¦Выработка электроэнергии ¦ тыс. кВт.ч ¦ ¦ ¦
+---+-------------------------------------------+--------------+------------+----------+
¦ 2¦Покупка электроэнергии, в том числе: ¦ тыс. кВт.ч ¦ ¦ ¦
¦ ¦- от ОАО "Астраханьэнерго" ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦- от ОАО "ТЭЦ - Северная" ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦- с ФОРЭМ ¦ ¦ ¦ ¦
+---+-------------------------------------------+--------------+------------+----------+
¦ 3¦Потребление электроэнергии на собственные ¦ тыс. кВт.ч ¦ ¦ ¦
¦ ¦нужды ¦ ¦ ¦ ¦
+---+-------------------------------------------+--------------+------------+----------+
¦ 4¦Потребление электроэнергии на ¦ тыс. кВт.ч ¦ ¦ ¦
¦ ¦производственные нужды ¦ ¦ ¦ ¦
+---+-------------------------------------------+--------------+------------+----------+
¦ 5¦Потери электроэнергии, всего ¦ тыс. кВт.ч ¦ ¦ ¦
¦ ¦в том числе: ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦по видам потерь ¦ ¦ ¦ ¦
+---+-------------------------------------------+--------------+------------+----------+
¦ 6¦Отпуск электроэнергии с шин ¦ тыс. кВт.ч ¦ ¦ ¦
+---+-------------------------------------------+--------------+------------+----------+
¦ 7¦Полезный отпуск электроэнергии ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦всего: ¦ тыс. кВт.ч ¦ ¦ ¦
¦ ¦в том числе: ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦- на ФОРЭМ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦- коммунальным организациям ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦- конечным потребителям ¦ ¦ ¦ ¦
L---+-------------------------------------------+--------------+------------+-----------


3.5. Основные результаты снижения потерь
электроэнергии за _____ год:

1. Потенциал снижения потерь электроэнергии, всего ______ тыс. кВт.ч,
в том числе по видам потерь:
- технические потери электроэнергии ______________ тыс. кВт.ч;
- расход электроэнергии на собственные нужды подстанций __________ тыс. кВт.ч;
- потери электроэнергии обусловленные инструментальными погрешностями ее измерения (инструментальные потери) __________ тыс. кВт.ч;
- коммерческие потери электроэнергии ____________тыс. кВт.ч
2. Общие затраты на выполнение мероприятий по снижению потерь электрической энергии, всего ___________ тыс. руб.,
в том числе по направлениям сокращения потерь:
- организационных _________ тыс. руб.;
- технических _________ тыс. руб.;
- мероприятий по совершенствованию систем расчетного и технического учета электроэнергии _________ тыс. руб.

4. Программа (план мероприятий) снижения
уровня потерь электроэнергии

Программа (план мероприятий) снижения уровня потерь электроэнергии, включаемая в бизнес-план, оформляется в виде 3-х таблиц:
- план организационных мероприятий по снижению потерь электроэнергии (таблица 13);
- план технических мероприятий по снижению потерь электроэнергии (таблица 14);
- план мероприятий по совершенствованию систем расчетного и технического учета электроэнергии (таблица 15).
Программу снижения уровня потерь электроэнергии рекомендуется разрабатывать на основе мероприятий Типового перечня (подразделы 4.1, 4.2 и 4.3). Типовой перечень мероприятий по сокращению потерь электрической энергии в настоящем бизнес-плане принят согласно "Инструкции по снижению технологического расхода электрической энергии на передачу по электрическим сетям энергосистем и энергообъединений" И 34-70-028-86. В программу могут быть включены дополнительные мероприятия, не указанные в Типовом перечне.
Мероприятия, которые могут проводиться в сетях различных напряжений, должны указываться под одним наименованием в порядке снижения номинального напряжения сети (220 кВ и выше, 35-150 кВ, 20 кВ и ниже).

Организационные мероприятия (Таблица 13).
В первую очередь планируется разработка организационных мероприятий (см. подраздел 4.1 настоящего Методического пособия), включающих мероприятия по оптимизации режимов электрических сетей и совершенствованию их эксплуатации.
В графу 2 таблицы 13 включаются мероприятия, основу которых составляют организационные мероприятия Типового перечня. Мероприятия разделяются по уровням напряжений.
В графе 3 приводятся указанные в Типовом перечне единицы измерения физических объемов выполнения мероприятия.
В графе 4 приводятся физические объемы выполнения мероприятий, планируемых на год.
В графах 5-9 формы плана организационных мероприятий указывается величина снижения потерь электроэнергии от внедрения мероприятий, в натуральном выражении (тыс. кВт.ч), рассчитываемая в соответствии с подразделом 5 настоящего Методического пособия.
В графу 9 заносится значение снижения потерь электроэнергии с планируемого момента внедрения мероприятия до конца года, получаемые в результате расчетов по формулам и методикам, приведенным в подразделом 5 настоящего Методического пособия. В графах 5-8 указывается планируемое снижение потерь электроэнергии от внедрения организационных мероприятий по кварталам. Это снижение определяется так же, как и в графе 9, но при расчетном периоде, равном кварталу. Учитывая трудоемкость ежеквартальных расчетов, допускается определять снижение потерь электроэнергии за квартал, пропорционально физическим объемам выполнения мероприятия в данном квартале. При этом снижения потерь по каждому мероприятию по гр. 5-8 должна быть равна снижению потерь в гр. 9.
Расчет стоимости величины снижения потерь (гр. 9) определяется путем перемножения величины снижения потерь электроэнергии от внедрения мероприятия (гр. 9) на установленный РЭК Астраханской области для разработчика бизнес-плана тариф.
Графа 11 "Затраты на внедрение" заполняется в соответствии с разделом 6 настоящего бизнес-плана.
Графа 12 "Эффективность внедрения мероприятия" заполняется в соответствии с разделом 7 настоящего бизнес-плана.
В соответствии с этим же разделом бизнес-плана заполняется графа 13 "Срок окупаемости".
Графа 14 "Источники инвестиций" заполняется с указанием конкретных источников инвестирования внедрения конкретного мероприятия сокращения потерь в соответствии с разделом 8 настоящего бизнес-плана.

Технические мероприятия (Таблица 14).
За основу технических мероприятий, включаемых в графу 2 таблицы 14, принимаются Типовые технические мероприятия по снижению технологического расхода электрической энергии на передачу по электрическим сетям (См. подраздел 4.2 настоящего Методического пособия).
Для технических мероприятий необходимо учитывать, что их действие начинается с момента внедрения и до конца года. Поэтому, если мероприятие планируется внедрять не с начала года то заполнение гр. 5-8 снижения потерь по кварталам начинается с квартала начала внедрения, величина снижения потерь гр. 9 делится на количество кварталов освоения данного мероприятия и в графах кварталов освоения ставятся одинаковые значения.
В гр. 9 заносится значение снижения потерь электроэнергии с планируемого момента внедрения мероприятия до конца года, получаемое в результате расчетов по формулам и методикам, приведенным в подразделе 5 настоящего Методического пособия для всех технических мероприятий - рассчитанное по формуле

d
gW8 = qW9 ----
365

где gW8, qW9 - значения снижения потерь электроэнергии, заносимые соответственно в гр. 8 и 9;
d - количество суток с момента внедрения мероприятия до конца года;
365 - количество суток в году (для високосного года - 366).
Остальные графы заполняются по аналогии с организационными мероприятиями.

Мероприятия по совершенствованию систем расчетного и технического учета электроэнергии (Таблица 15).
За основу мероприятий по совершенствованию систем расчетного и технического учета электроэнергии, включаемых в гр. 2 таблицы 13, принимаются Типовые мероприятия по совершенствованию систем расчетного и технического учета электрической энергии (См. подраздел 4.3 настоящего Методического пособия).
Остальные графы заполняются по аналогии с организационными и техническими мероприятиями.

ПЛАН
ОРГАНИЗАЦИОННЫХ МЕРОПРИЯТИЙ ПО СНИЖЕНИЮ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Таблица 13
   ----T------------T---------------T----------------------T---------T----------T--------T------------T----------¬

¦ ¦ ¦ ¦ Снижение потерь ¦ ¦ ¦ Эффек- ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ Физические ¦ электроэнергии от ¦ ¦ ¦тивность¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ объемы ¦внедрения мероприятий,¦Стоимость¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦Наименование¦ выполнения ¦ тыс. кВт.ч ¦снижения ¦Затраты на¦ тыс. ¦ Срок ¦ ¦
¦ № ¦ мероприятий¦ мероприятия ¦ ¦ потерь ¦внедрение,¦ руб. ¦окупаемости,¦Источники ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦тыс. руб.¦ тыс. руб.¦ ¦ лет ¦инвестиций¦
¦ ¦ +--------T------+-----------T----------+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ Единица¦ Всего¦ по ¦с момента ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦измере- ¦за год¦ кварталам ¦внедрения ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ния ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ +-T--T---T--¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦I¦II¦III¦IV¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---+------------+--------+------+-+--+---+--+----------+---------+----------+--------+------------+----------+
¦ 1¦ 2¦ 3¦ 4¦5¦ 6¦ 7¦ 8¦ 9¦ 10¦ 11¦ 12¦ 13¦ 14¦
+---+------------+--------+------+-+--+---+--+----------+---------+----------+--------+------------+----------+
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L---+------------+--------+------+-+--+---+--+----------+---------+----------+--------+------------+-----------



Главный инженер _______________________________________



ПЛАН
ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ ПО СНИЖЕНИЮ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Таблица 14
   ----T------------T---------------T----------------------T----------T----------T---------T------------T----------¬

¦ ¦ ¦ ¦ Снижение потерь ¦ ¦ ¦Эффектив-¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ Физические ¦ электроэнергии от ¦ ¦ ¦ ность ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ объемы ¦внедрения мероприятий,¦ ¦ ¦тыс. руб.¦ ¦ ¦
¦ ¦Наименование¦ выполнения ¦ тыс. кВт.ч ¦Стоимость ¦Затраты на¦ ¦ Срок ¦ ¦
¦ № ¦ мероприятий¦ мероприятия ¦ ¦снижения ¦внедрение,¦ ¦окупаемости,¦ Источники¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ потерь ¦ тыс. руб.¦ ¦ лет ¦инвестиций¦
¦ ¦ +--------T------+-----------T----------+ тыс. руб.¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ Единица¦ Всего¦ по ¦с момента ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦измере- ¦за год¦ кварталам ¦внедрения ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ния ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ +-T--T---T--+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦I¦II¦III¦IV¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---+------------+--------+------+-+--+---+--+----------+----------+----------+---------+------------+----------+
¦ 1¦ 2¦ 3¦ 4¦5¦ 6¦ 7¦ 8¦ 9¦ 10¦ 11¦ 12¦ 13¦ 14¦
+---+------------+--------+------+-+--+---+--+----------+----------+----------+---------+------------+----------+
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L---+------------+--------+------+-+--+---+--+----------+----------+----------+---------+------------+-----------



Главный инженер _______________________________________



ПЛАН
МЕРОПРИЯТИЙ ПО СОВЕРШЕНСТВОВАНИЮ СИСТЕМ РАСЧЕТНОГО
И ТЕХНИЧЕСКОГО УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ

Таблица 15
   ----T------------T----T----------------------------T---------T----------T--------T-----------------T----------¬

¦ ¦ ¦ Ед.¦Физические объемы снижения ¦Стоимость¦Затраты на¦ Эффек- ¦Срок окупаемости,¦Источники ¦
¦ ¦ ¦изм.¦потерь электрической энергии¦снижения ¦ внедрение¦тивность¦ лет ¦инвестиций¦
¦ ¦ ¦ ¦ тыс. кВт.ч ¦ потерь ¦ тыс. руб.¦ ¦ ¦ тыс. руб.¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦тыс. руб.¦ ¦ тыс. ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ руб. ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ +------T---------------------+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ № ¦Наименование¦ ¦ Всего¦ В том числе по ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ мероприятия¦ ¦за год¦ кварталам ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ +----T-----T----T-----+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ I ¦ II ¦ III¦ IV ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---+------------+----+------+----+-----+----+-----+---------+----------+--------+-----------------+----------+
¦ 1¦ 2¦ 3¦ 4¦ 5¦ 6¦ 7¦ 8¦ 9¦ 10¦ 11¦ 12¦ 13¦
+---+------------+----+------+----+-----+----+-----+---------+----------+--------+-----------------+----------+
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L---+------------+----+------+----+-----+----+-----+---------+----------+--------+-----------------+-----------



Главный инженер ______________________________________



4.1. Типовой перечень мероприятий по снижению технологического расхода электрической энергии на передачу по электрическим сетям - организационные мероприятия

Таблица 16
   --------T----------------------------------------T---------------T------------------------¬

¦Индекс ¦ Наименование мероприятия ¦ Единицы ¦ Пояснения к единицам ¦
¦ мероп-¦ ¦ измерения ¦ измерения ¦
¦риятия ¦ ¦ физических ¦ ¦
¦ ¦ ¦ объемов ¦ ¦
¦ ¦ ¦ выполнения ¦ ¦
¦ ¦ ¦ мероприятий ¦ ¦
+-------+----------------------------------------+---------------+------------------------+
¦ 1¦ 2¦ 3¦ 4¦
+-------+----------------------------------------+---------------+------------------------+
¦ 1¦Организационные мероприятия ¦ ¦ ¦
+-------+----------------------------------------+---------------+------------------------+
¦ 1.1¦Оптимизация мест размыкания линий 6-35¦Расчеты ¦Количество ¦
¦ ¦кВ с двусторонним питанием ¦(шт.) ¦оптимизационных ¦
¦ ¦ ¦ ¦расчетов и размыкаемых ¦
¦ ¦ ¦ ¦линий в соответствии с ¦
¦ ¦ ¦ ¦результатами расчета ¦
+-------+----------------------------------------+---------------+------------------------+
¦ 1.2¦Оптимизация установившихся режимов¦Расчеты ¦Количество ¦
¦ ¦электрических сетей: ¦(шт.) ¦оптимизационных ¦
¦ ¦ ¦ ¦расчетов транс- ¦
¦ ¦- по реактивной мощности ¦ ¦форматоров, для которых¦
¦ ¦ ¦ ¦устанавливаются ¦
¦ ¦ ¦ ¦оптимальные ¦
¦ ¦ ¦ ¦коэффициенты ¦
¦ ¦ ¦ ¦трансформации в¦
¦ ¦ ¦ ¦соответствии с¦
¦ ¦ ¦ ¦результатами. ¦
¦ ¦ ¦ ¦Количество ¦
¦ ¦- по активной мощности ¦Расчеты ¦оптимизационных ¦
¦ ¦ ¦(шт.) ¦расчетов электрических¦
¦ ¦ ¦ ¦станций, участвующих в¦
¦ ¦ ¦ ¦оптимизации. ¦
+-------+----------------------------------------+---------------+------------------------+
¦ 1.3¦Перевод генераторов электростанций в¦шт. ¦Количество генераторов,¦
¦ ¦режим синхронного компенсатора (СК) ¦ ¦переводимых в режим СК. ¦
+-------+----------------------------------------+---------------+------------------------+
¦ 1.4¦Уменьшение ограничения мощности¦МВт.ч ¦Увеличение выдачи¦
¦ ¦генераторов электростанций ¦ ¦мощности в максимум¦
¦ ¦ ¦ ¦нагрузки тем же¦
¦ ¦ ¦ ¦составом генерирующего¦
¦ ¦ ¦ ¦оборудования станций по¦
¦ ¦ ¦ ¦сравнению с аналогичным¦
¦ ¦ ¦ ¦периодом прошлого года ¦
+-------+----------------------------------------+---------------+------------------------+
¦ 1.5¦Оптимизация распределения нагрузки¦Расчеты ¦Количество ¦
¦ ¦между подстанциями основной¦(шт.) ¦оптимизационных ¦
¦ ¦электрической сети 110 кВ и выше¦ ¦расчетов и ¦
¦ ¦переключениями в ее схеме ¦ ¦переключаемых линий ¦
¦ ¦ ¦ ¦в схеме электрической ¦
¦ ¦ ¦ ¦сети в соответствии с ¦
¦ ¦ ¦ ¦результатами расчета ¦
+-------+----------------------------------------+---------------+------------------------+
¦ 1.6¦Оптимизация мест размыкания контуров¦(шт.) ¦Количество ¦
¦ ¦электрических сетей с различными¦ ¦оптимизационных ¦
¦ ¦номинальными напряжениями ¦ ¦расчетов и размыкаемых¦
¦ ¦ ¦ ¦линий в соответствии с¦
¦ ¦ ¦ ¦результатами расчетов¦
¦ ¦ ¦ ¦(отдельно по¦
¦ ¦ ¦ ¦напряжениям). ¦
+-------+----------------------------------------+---------------+------------------------+
¦ 1.7¦Оптимизация рабочих напряжений в¦(шт.) ¦Количество центров¦
¦ ¦центрах питания радиальных¦ ¦питания, в которых¦
¦ ¦электрических сетей ¦ ¦оптимизируются ¦
¦ ¦ ¦ ¦напряжения (отдельно по¦
¦ ¦ ¦ ¦напряжениям). ¦
+-------+----------------------------------------+---------------+------------------------+
¦ 1.8¦Отключение в режимах малых нагрузок ¦шт. ¦Количество и длина¦
¦ ¦ ¦ ¦отключаемых линий¦
¦ ¦ ¦ ¦(отдельно по¦
¦ ¦ ¦ ¦напряжениям) ¦
¦ ¦линии электропередачи в замкнутых¦шт. (км) ¦Число часов отключения¦
¦ ¦электрических сетях и на двухцепных¦ ¦и мощность отключаемых¦
¦ ¦линиях ¦ ¦трансформаторов ¦
¦ ¦ ¦ ¦(отдельно по¦
¦ ¦ ¦ ¦напряжениям) ¦
¦ ¦трансформаторов на подстанциях с двумя¦ч (МВ.А) ¦ ¦
¦ ¦и более трансформаторами ¦ ¦ ¦
+-------+----------------------------------------+---------------+------------------------+
¦ 1.9¦Отключение трансформаторов на¦ч (МВ.А) ¦Число часов отключения¦
¦ ¦подстанциях с сезонной нагрузкой ¦ ¦и мощность отключаемых¦
¦ ¦ ¦ ¦трансформаторов ¦
¦ ¦ ¦ ¦(отдельно по¦
¦ ¦ ¦ ¦напряжениям) ¦
+-------+----------------------------------------+---------------+------------------------+
¦ 1.10¦Выравнивание нагрузок фаз в¦шт. ¦Количество ¦
¦ ¦электрических сетях 0.38 кВ ¦ ¦распределительных линий¦
¦ ¦ ¦ ¦0.38 кВ, в которых¦
¦ ¦ ¦ ¦производятся работы по¦
¦ ¦ ¦ ¦выравниванию нагрузок ¦
+-------+----------------------------------------+---------------+------------------------+
¦ 1.11¦Сокращение продолжительности¦ ¦ ¦
¦ ¦технического обслуживания и ремонта¦ ¦ ¦
¦ ¦основного оборудования¦ ¦ ¦
¦ ¦электростанций и сетей: ¦ ¦ ¦
+-------+----------------------------------------+---------------+------------------------+
¦ ¦линий ¦км (ч) ¦Общая длина линий в¦
¦ ¦трансформаторов ¦МВ.А (ч) ¦одно-цепном измерении ¦
+-------+----------------------------------------+---------------+------------------------+
¦ ¦синхронных ¦шт. (ч) ¦Мощность ¦
¦ ¦компенсаторов ¦ ¦трансформаторов, ¦
¦ ¦ ¦ ¦количество элементов,¦
¦ ¦ ¦ ¦влияющих на режим¦
¦ ¦ ¦ ¦работы сети, на которых¦
¦ ¦ ¦ ¦сокращается ¦
¦ ¦ ¦ ¦продолжительность работ ¦
+-------+----------------------------------------+---------------+------------------------+
¦ ¦комплексных ремонтов: ¦ ¦(отдельно по¦
¦ ¦ ¦ ¦напряжениям) ¦
+-------+----------------------------------------+---------------+------------------------+
¦ ¦присоединений ¦ ¦ ¦
¦ ¦ячеек ¦шт. (ч) ¦ ¦
+-------+----------------------------------------+---------------+------------------------+
¦ ¦подстанций ¦шт. (ч) ¦ ¦
+-------+----------------------------------------+---------------+------------------------+
¦ ¦распределительных устройств и др. ¦шт. (ч) ¦ ¦
+-------+----------------------------------------+---------------+------------------------+
¦ 1.12¦Снижение расхода электроэнергии на¦шт. ¦Количество подстанций,¦
¦ ¦собственные нужды подстанций ¦ ¦на которых снижается¦
¦ ¦ ¦ ¦расход электроэнергии¦
¦ ¦ ¦ ¦по сравнению с¦
¦ ¦ ¦ ¦нормативным ¦
+-------+----------------------------------------+---------------+------------------------+
¦ 1.13¦Стимулирование потребителей¦(МВт) ¦Выполнение задания по¦
¦ ¦электроэнергии и выравнивание¦ ¦предельному потреблению¦
¦ ¦графиков нагрузки ¦ ¦электрической мощности ¦
+-------+----------------------------------------+---------------+------------------------+
¦ 1.14¦Ввод в работу неиспользуемых средств¦шт. ¦Количество введенных¦
¦ ¦автоматического регулирования¦ ¦средств АРН (отдельно¦
¦ ¦напряжения (АРН) ¦ ¦по высшим напряжениям¦
¦ ¦ ¦ ¦трансформаторов и¦
¦ ¦ ¦ ¦автотрансформаторов ¦
¦ ¦ ¦ ¦подстанций) ¦
+-------+----------------------------------------+---------------+------------------------+
¦ 1.15¦Выполнение работ под напряжением ¦км (ч) ¦Суммарная протяженность¦
¦ ¦ ¦ ¦линий электропередачи,¦
¦ ¦ ¦ ¦на которых проводятся¦
¦ ¦ ¦ ¦работы под напряжением,¦
¦ ¦ ¦ ¦и продолжительность¦
¦ ¦ ¦ ¦этих работ (отдельно по¦
¦ ¦ ¦ ¦напряжениям) ¦
L-------+----------------------------------------+---------------+-------------------------




4.2. Типовой перечень мероприятий по снижению технологического расхода электрической энергии на передачу по электрическим сетям - технические мероприятия

Таблица 17
   ---------T--------------------------------T-----------------T-----------------------------¬

¦ Индекс ¦ Наименование мероприятия ¦ Единицы ¦ Пояснения к единицам ¦
¦меропри-¦ ¦ измерения ¦ измерения ¦
¦ ятия ¦ ¦ физических ¦ ¦
¦ ¦ ¦ объемов ¦ ¦
¦ ¦ ¦ выполнения ¦ ¦
¦ ¦ ¦ мероприятий ¦ ¦
+--------+--------------------------------+-----------------+-----------------------------+
¦ 1¦ 2¦ 3¦ 4¦
+--------+--------------------------------+-----------------+-----------------------------+
¦ 2.¦Технические мероприятия ¦ ¦отдельно по напряжениям ¦
+--------+--------------------------------+-----------------+-----------------------------+
¦ 2.1¦Установка и ввод в работу¦ ¦Количество и установленная¦
¦ ¦устройств компенсации¦шт.(Мвар) ¦мощность компенсирующих¦
¦ ¦реактивной мощности в¦i ¦устройств ¦
¦ ¦электрических сетях¦ ¦ ¦
¦ ¦энергосистемы: ¦ ¦ ¦
¦ ¦батарей конденсаторов, всего в¦ ¦ ¦
¦ ¦том числе: ¦ ¦ ¦
¦ ¦новое строительство ¦шт.(Мвар) ¦ ¦
¦ ¦замена выбывших из строя ¦шт.(Мвар) ¦ ¦
¦ ¦синхронных компенсаторов, всего ¦шт.(Мвар) ¦ ¦
¦ ¦в том числе: ¦ ¦ ¦
¦ ¦новое строительство ¦шт.(Мвар) ¦ ¦
¦ ¦замена выбывших из строя ¦шт.(Мвар) ¦ ¦
¦ ¦перевод генераторов, турбины¦шт.(Мвар) ¦ ¦
¦ ¦которых отработали ресурс в¦ ¦ ¦
¦ ¦режиме СК; ¦ ¦ ¦
¦ ¦статических компенсаторов ¦шт.(Мвар) ¦ ¦
+--------+--------------------------------+-----------------+-----------------------------+
¦ 2.2¦Увеличение рабочей мощности¦шт.(Мвар) ¦ Количество синхронных¦
¦ ¦установленных в электрических¦ ¦компенсаторов и увеличение¦
¦ ¦сетях синхронных компенсаторов ¦ ¦их рабочей мощности ¦
+--------+--------------------------------+-----------------+-----------------------------+
¦ 2.3¦Замена проводов на¦шт. (км) ¦Количество линий, на которых¦
¦ ¦перегруженных линиях ¦ ¦заменяются провода, и общая¦
¦ ¦ ¦ ¦длина заменяемого провода в¦
¦ ¦ ¦ ¦однопроводном измерении ¦
+--------+--------------------------------+-----------------+-----------------------------+
¦ 2.4¦Замена ответвлений от ВЛ 0.38¦шт. ¦.Количество заменяемых¦
¦ ¦кВ к зданиям ¦ ¦ответвлений ¦
+--------+--------------------------------+-----------------+-----------------------------+
¦ 2.5¦Замена перегруженных, установка¦шт.(МВ < А) ¦ Количество заменяемых и¦
¦ ¦и ввод в эксплуатацию¦ ¦дополнительно вводимых¦
¦ ¦дополнительных силовых¦ ¦трансформаторов и суммарная¦
¦ ¦трансформаторов на действующих¦ ¦вводимая установленная их¦
¦ ¦подстанциях ¦ ¦мощность ¦
+--------+--------------------------------+-----------------+-----------------------------+
¦ 2.6¦Замена недогруженных силовых¦шт.(МВ - А) ¦Количество заменяемых¦
¦ ¦трансформаторов ¦ ¦трансформаторов и суммарное¦
¦ ¦ ¦ ¦уменьшение их мощности ¦
+--------+--------------------------------+-----------------+-----------------------------+
¦ 2.7¦Установка и ввод в работу: ¦ ¦ ¦
¦ ¦устройств РПН на ¦шт. ¦Количество устр. ¦
¦ ¦трансформаторах с ПБВ ¦ ¦РПН ¦
¦ ¦регулировочных трансформаторов ¦шт, (МВ х А) ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦Количество и мощность¦
¦ ¦ ¦ ¦регулировочных форматоров ¦
+--------+--------------------------------+-----------------+-----------------------------+
¦ 2.8¦Установка и ввод в работу на¦шт. ¦Количество вновь вводимых ¦
¦ ¦трансформаторах с РПН устройств¦ ¦устройств автоматического ¦
¦ ¦автоматического регулирования¦ ¦регулирования коэффициента ¦
¦ ¦коэффициента трансформации ¦ ¦трансформации ¦
+--------+--------------------------------+-----------------+-----------------------------+
¦ 2.9¦Установка и ввод в работу¦шт., (Мвар) ¦Количество устранения ¦
¦ ¦устройств автоматического¦ ¦автоматического ¦
¦ ¦регулирования мощности, батарей¦ ¦регулирования мощности и ¦
¦ ¦статических конденсаторов ¦ ¦мощность батарей статических ¦
¦ ¦ ¦ ¦конденсаторов, на которых ¦
¦ ¦ ¦ ¦эти устройства ¦
¦ ¦ ¦ ¦устанавливаются ¦
¦ ¦ ¦ ¦1 ¦
+--------+--------------------------------+-----------------+-----------------------------+
¦ 2.10¦Установка и ввод в работу ¦шт. ¦ ¦
¦ ¦вольтодобавочных ¦ ¦ ¦
¦ ¦трансформаторов с поперечным ¦ ¦ ¦
¦ ¦регулированием ¦ ¦ ¦
+--------+--------------------------------+-----------------+-----------------------------+
¦ 2.11¦Оптимизация загрузки ¦ ¦ ¦
¦ ¦электрических сетей за счет: ¦ ¦ ¦
¦ ¦строительства линий ¦шт. (км) ¦Количество и протяженность ¦
¦ ¦ ¦ ¦строящихся линий ¦
¦ ¦строительства подстанций ¦шт. (MB, -А) ¦Количество и мощность¦
¦ ¦ ¦ ¦строящихся подстанций ¦
¦ ¦ввода дополнительных ¦шт. (МВт) ¦Количество и мощность¦
¦ ¦генераторов на электростанциях ¦ ¦вводимых генераторов ¦
+--------+--------------------------------+-----------------+-----------------------------+
¦ 2.12¦Перевод электрических сетей ¦ ¦ ¦
¦ ¦на более высокое номинальное ¦ ¦ ¦
¦ ¦напряжение ¦ ¦ ¦
¦ ¦линий ¦шт. (км) ¦Количество и¦
¦ ¦ ¦ ¦протяженность линий ¦
¦ ¦подстанций ¦шт.(МВ-А) ¦Количество и мощность¦
¦ ¦ ¦ ¦трансформаторов подстанций,¦
¦ ¦ ¦ ¦на которых увеличивается¦
¦ ¦ ¦ ¦номинальное напряжение ¦
+--------+--------------------------------+-----------------+-----------------------------+
¦ 2.13¦Установка и ввод в работу¦Мвар ¦Увеличение мощности батарей¦
¦ ¦компенсирующих устройств у ¦ ¦конденсаторов у потребителей ¦
¦ ¦промышленных потребителей ¦ ¦ ¦
+--------+--------------------------------+-----------------+-----------------------------+
¦ 2.14¦Разукрупнение ¦шт. ¦Количество разукрупняемых¦
¦ ¦распределительных ¦ ¦распределительных линий ¦
¦ ¦линий 0.38-35 кВ ¦ ¦ ¦
+--------+--------------------------------+-----------------+-----------------------------+
¦ 2.15¦Установка и ввод в работу¦шт. (Мвар) ¦Количество и мощность¦
¦ ¦батарей конденсаторов для¦ ¦устанавливаемых конденсаторов¦
¦ ¦продольной компенсации ¦ ¦ ¦
L--------+--------------------------------+-----------------+------------------------------




4.3. Типовой перечень мероприятий по совершенствованию систем расчетного и технического учета электроэнергии

Таблица 18
   ------------T---------------------------------T-------------T--------------------------------¬

¦ Индекс ¦ Наименование мероприятия ¦ Единицы ¦ Пояснения к единицам измерения ¦
¦ мероприя- ¦ ¦ измерения ¦ ¦
¦ тия ¦ ¦ физических ¦ ¦
¦ ¦ ¦ объемов ¦ ¦
¦ ¦ ¦ выполнения ¦ ¦
¦ ¦ ¦ мероприятий ¦ ¦
+-----------+---------------------------------+-------------+--------------------------------+
¦ 1¦ 2¦ 3¦ 4¦
+-----------+---------------------------------+-------------+--------------------------------+
¦ 3.¦Мероприятия по совершенствованию ¦ ¦ ¦
¦ ¦систем расчетного и технического ¦ ¦ ¦
¦ ¦учета электроэнергии ¦ ¦ ¦
+-----------+---------------------------------+-------------+--------------------------------+
¦ 3.1¦Проведение рейдов по выявлению¦ ¦ ¦
¦ ¦неучтенной электроэнергии: ¦ ¦ ¦
¦ ¦в производственном секторе ¦Рейды ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦в коммунально-бытовом секторе ¦Рейды ¦ ¦
+-----------+---------------------------------+-------------+--------------------------------+
¦ 3.2¦Организация равномерного снятия¦ ¦ ¦
¦ ¦показаний электросчетчиков¦Проверки ¦Количество проверок соблюдения ¦
¦ ¦строго в установленные сроки по¦ ¦сроков съема показаний ¦
¦ ¦группам потребителей ¦ ¦электросчетчиков ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----------+---------------------------------+-------------+--------------------------------+
¦ 3.3¦Установка автоматизированных¦ ¦ ¦
¦ ¦систем учета, электроэнергии: ¦ ¦Количество автоматизированных ¦
¦ ¦ ¦ ¦систем ¦
¦ ¦на подстанциях ¦шт. ¦ ¦
¦ ¦на электрических станциях ¦шт. ¦(Отдельно ИИСЭ и Е-442) ¦
+-----------+---------------------------------+-------------+--------------------------------+
¦ 3.4¦Установка отдельных ¦шт. ¦ ¦
¦ ¦электросчетчиков для ¦ ¦ ¦
¦ ¦потребителей, получающих ¦ ¦ ¦
¦ ¦электроэнергию от ¦ ¦ ¦
¦ ¦трансформаторов собственных нужд ¦ ¦ ¦
+-----------+---------------------------------+-------------+--------------------------------+
¦ 3.5¦Проведение поверки ¦ ¦ ¦
¦ ¦электросчетчиков с просроченными ¦ ¦ ¦
¦ ¦сроками: ¦ ¦ ¦
¦ ¦трехфазных ¦шт. ¦Отдельно для расчетного и ¦
¦ ¦ ¦ ¦технического учета ¦
¦ ¦ ¦ ¦электроэнергии ¦
¦ ¦однофазных ¦шт. ¦ ¦
+-----------+---------------------------------+-------------+--------------------------------+
¦ 3.6.¦Пломбирование ¦шт. ¦То же ¦
¦ ¦электросчетчиков и электроцепей¦ ¦ ¦
¦ ¦к расчетным счетчикам (п.2.11.18¦ ¦ ¦
¦ ¦ПТЭЭП) ¦ ¦ ¦
+-----------+---------------------------------+-------------+--------------------------------+
¦ 3.7¦Выделение цепей учета¦шт. ¦- " - ¦
¦ ¦электроэнергии на отдельные¦ ¦ ¦
¦ ¦обмотки трансформаторов тока ¦ ¦ ¦
+-----------+---------------------------------+-------------+--------------------------------+
¦ 3.8¦Устранение: ¦ ¦Количество трансформаторов тока¦
¦ ¦ ¦ ¦и напряжения, в цепях которых¦
¦ ¦ ¦ ¦устранена недогрузка или¦
¦ ¦ ¦ ¦перегрузка (отдельно для¦
¦ ¦ ¦ ¦расчетного и технического учета¦
¦ ¦ ¦ ¦электроэнергии) ¦
¦ ¦недогрузки и перегрузки цепей¦шт. ¦ ¦
¦ ¦тока ¦ ¦ ¦
¦ ¦перегрузки цепей напряжения ¦шт. ¦ ¦
+-----------+---------------------------------+-------------+--------------------------------+
¦ 3.9¦Устранение работы ¦ ¦Отдельно для расчетного и ¦
¦ ¦электросчетчиков в недопустимых ¦ ¦технического учета ¦
¦ ¦условиях: ¦ ¦электроэнергии ¦
¦ ¦устранение вибрации оснований,¦шт. ¦Количество оснований, на¦
¦ ¦на которых установлены¦ ¦которых установлены¦
¦ ¦электросчетчики ¦ ¦электросчетчики ¦
¦ ¦установка и ввод в работу¦шт. ¦Количество введенных в работу¦
¦ ¦электрообогрева электросчетчиков¦ ¦устройств электрообогрева ¦
¦ ¦в зимнее время ¦ ¦ ¦
+-----------+---------------------------------+-------------+--------------------------------+
¦ 3.10¦Установка электросчетчиков¦ ¦ ¦
¦ ¦повышенных классов точности: ¦ ¦ ¦
¦ ¦Трехфазных ¦шт. ¦Отдельно для расчетного и¦
¦ ¦однофазных ¦шт. ¦технического учета¦
¦ ¦ ¦ ¦электроэнергии ¦
+-----------+---------------------------------+-------------+--------------------------------+
¦ 3.11¦Ремонт электросчетчиков: ¦ ¦ ¦
¦ ¦трехфазных ¦шт. ¦То же ¦
¦ ¦однофазных ¦шт. ¦ ¦
+-----------+---------------------------------+-------------+--------------------------------+
¦ 3.12¦Установка дополнительных: ¦ ¦ ¦
¦ ¦электросчетчиков ¦шт. ¦-"- ¦
¦ ¦трансформаторов тока ¦шт. ¦ ¦
¦ ¦трансформаторов напряжения ¦шт. ¦ ¦
+-----------+---------------------------------+-------------+--------------------------------+
¦ 3.13¦Проведение проверок и¦Проверки ¦Количество проверок и¦
¦ ¦обеспечение своевременности и¦(исправления)¦устраненных нарушений¦
¦ ¦правильности снятия показаний¦ ¦(планируются только проверки) ¦
¦ ¦электросчетчиков на¦ ¦ ¦
¦ ¦электростанциях и подстанциях¦ ¦ ¦
¦ ¦энергосистемы ¦ ¦ ¦
+-----------+---------------------------------+-------------+--------------------------------+
¦ 3.14¦Проведение проверок и¦Проверки ¦То же ¦
¦ ¦обеспечение правильности работы¦(исправления)¦ ¦
¦ ¦электросчетчиков на межсистемных¦шт. ¦ ¦
¦ ¦линиях электропередачи и на¦ ¦ ¦
¦ ¦генераторах электростанций ¦ ¦ ¦
+-----------+---------------------------------+-------------+--------------------------------+
¦ 3.15¦Установка электросчетчиков¦шт. ¦Количество электросчетчиков ¦
¦ ¦потерь на линиях ¦ ¦ ¦
+-----------+---------------------------------+-------------+--------------------------------+
¦ 3.16¦Установка отдельных¦шт. ¦То же ¦
¦ ¦электросчетчиков учета¦ ¦ ¦
¦ ¦электроэнергии, расходуемой на¦ ¦ ¦
¦ ¦собственные нужды подстанций ¦ ¦ ¦
+-----------+---------------------------------+-------------+--------------------------------+
¦ 3.17¦Установка электросчетчиков¦шт. ¦-"- ¦
¦ ¦технического учета на границах¦ ¦ ¦
¦ ¦ПЭC ¦ ¦ ¦
+-----------+---------------------------------+-------------+--------------------------------+
¦ 3.18¦Составление и анализ¦ед. ¦Количество выявленных ¦
¦ ¦небалансов электроэнергии по¦ ¦недопустимых небалансов ¦
¦ ¦подстанциям и электрическим¦ ¦электроэнергии (планируется ¦
¦ ¦станциям ¦ ¦количество проверок небалансов) ¦
+-----------+---------------------------------+-------------+--------------------------------+
¦ 3.19¦Контроль и анализ средней оплаты¦ед. ¦Количество выявленных и¦
¦ ¦за электроэнергию потребителями ¦ ¦подтвердившихся проверкой¦
¦ ¦ ¦ ¦недоплат (планируется¦
¦ ¦ ¦ ¦количество проверок) ¦
+-----------+---------------------------------+-------------+--------------------------------+
¦ 3.20¦Инвентаризация электросчетчиков¦ ¦Количество приборов учета, ¦
¦ ¦расчетного учета: ¦ ¦прошедших инвентаризацию ¦
¦ ¦однофазных ¦шт. ¦ ¦
¦ ¦трехфазных ¦шт. ¦ ¦
¦ ¦электронных ¦шт. ¦ ¦
+-----------+---------------------------------+-------------+--------------------------------+
¦ 3.21¦Компенсация индуктивной¦шт. ¦Количество трансформаторов¦
¦ ¦нагрузки трансформаторов¦ ¦напряжения, в цепях которых¦
¦ ¦напряжения ¦ ¦установлены компенсирующие¦
¦ ¦ ¦ ¦конденсаторы ¦
+-----------+---------------------------------+-------------+--------------------------------+
¦ 3.22¦Установка на подстанциях с¦шт. ¦Количество установленных¦
¦ ¦дежурным персоналом сигнализации¦ ¦сигнальных устройств ¦
¦ ¦о выходе из строя высоковольтных¦ ¦ ¦
¦ ¦предохранителей трансформаторов¦ ¦ ¦
¦ ¦напряжения ¦ ¦ ¦
L-----------+---------------------------------+-------------+---------------------------------


5. Определение планируемого и фактического
снижения потерь от внедрения мероприятий
и затрат на их осуществление

Данное приложение взято из раздела 5 "Инструкции по снижению технологического расхода электрической энергии на передачу по электрическим сетям энергосистем и энергообъединений" И 34-70-028-86 Министерства энергетики и электрификации СССР.
Планируемое и фактические снижение потерь электроэнергии при проведении организационных мероприятий рассчитывается в соответствии с типовым перечнем (п. 4.1 настоящего методического пособия) следующим образом:

Мероприятие 1.1. Оптимизация мест размыкания линий 6-35 кВ с двусторонним питанием.
Это одно из наиболее эффективных организационных мероприятий по снижению потерь электроэнергии в распределительных электрических сетях, особенно в городских сетях 6-10 кВ.
Оптимизация мест размыкания линий 6-35 кВ должна проводиться с учетом изменения потерь электроэнергии в оптимизируемой сети и в питающей ее замкнутой основной сети 110 кВ и выше энергосистемы. Однако в связи с чрезмерным увеличением объема сети из-за одновременного учета сетей всех классов напряжений допускается иногда выполнение расчетов по оптимизации мест размыкания линий 6-35 кВ отдельно от основных сетей системы.
Эффект от оптимизации мест размыкания распределительных сетей рассчитывается в следующей последовательности:
1. Определяется снижение потерь электроэнергии в размыкаемой сети
(delta W ) как разница потерь мощности до и после размыкания
pc

delta W = К (DELTA W - DELTA W ) тыс. кВт.ч, (1)
pc л рс1 рс2

где К - коэффициент, учитывающий точность метода расчета потерь
л
электроэнергии, определяемый по формуле

DELTA
K = 1 - -----
n 50

где DELTA - среднеквадратичная погрешность, %, используемого метода
расчета;
W , W - потери электроэнергии в размыкаемой распределительной сети
рс1 рс2
соответственно до и после размыкания, тыс. кВт.ч.
2. Уточняются нагрузки подстанций основной сети энергосистемы соответствии с изменившейся схемой распределительной сети.
3. Рассчитываются потери электроэнергии в основной сети (delta W )
oc
энергосистемы при уточненных нагрузках подстанций и определяется изменение
потерь электроэнергии в ней по формуле

delta W = K (DELTA W - DELTA W ) тыс. кВт.ч (2)
oc n oc1 oc2

4. Определяется суммарное изменение потерь электроэнергии в основных и распределительных сетях при оптимальном размыкании последних по формуле:

delta W = delta W +/- delta W тыс. кВт.ч. (3)
1.1. рc oc

Знак " - " в формуле (3) ставится при повышении потерь электроэнергии в основной сети системы после оптимизации мест размыкания распределительных сетей.
Планируемый и фактический эффекты от внедрения мероприятия рассчитываются по одинаковой методике с той лишь разницей, что фактический эффект определяется по фактическим схемам и режимам и измененным местам размыкания распределительных сетей, а планируемый эффект - по планируемым схемам и режимам.
При расчете снижения потерь от размыкания распределительной сети без учета эффекта в основной сети фактическое снижение принимается равным 70% полученного по формуле (6), т.е.

delta W = 0.7 x delta W тыс. кВт.ч. (4)
1.1 pc

Производится расчет затрат (в тыс. руб.) на внедрение мероприятия 1.1 по оптимизации мест размыкания. Расчет включает стоимость применяемых материалов, стоимость выполнения монтажных и наладочных работ и т.п.

Мероприятие 1.2. Оптимизация установившихся режимов электрических сетей по реактивной мощности.
Целью расчетов является выбор близких к оптимальным законов регулирования имеющихся в энергосистеме источников реактивной мощности и законов регулирования коэффициентов трансформации трансформаторов связи (трансформаторов, работающих в замкнутых контурах).
Эффективность оптимизации режимов зависит от частоты проведения расчетов, их информационной обеспеченности и степени практической реализации результатов расчетов. Практически необходимым является проведение не менее 16 расчетов в год: для каждого из четырех характерных периодов (зима, весна, лето и осень) рассчитываются оптимальные режимы для часов максимальных суточных нагрузок (часы м.с.н.) и ночных провалов нагрузок (часы н.п.н.) для двух типов суток - рабочих и нерабочих.
При отсутствии информации о нагрузках подстанций (ПС) для некоторых из указанных 16 режимов (например, весеннего или осеннего периодов) расчеты для них целесообразно производить по приближенно вычисленным нагрузкам.
Неизвестные нагрузки P (P , Q ) в промежуточных режимах
nc jnс jnс
(характерных весенних и осенних дней) при отсутствии более точных методик
определяются корректировкой известных максимальных P (P , Q )
nc inr inс
нагрузок в часы м.с.н. и минимальных - в часы н.п.н. (за те же характерные
дни) пропорционально изменению общесистемной нагрузки P и Q - по
сист сист
формулам

P Q
icucm icucm
P = P
   -------- ;     Q    = Q 
   -------        МВт;        (5)

inc jnc P inc jnc Q
jcucm jcucm

где индексом j обозначен режим, для которого известны нагрузки на подстанциях, индексом i - режим, для которого нагрузки подстанций определяются.
Более точно неизвестные нагрузки промежуточных i-х режимов можно определить по графикам, формируемым на основании результатов общесистемных измерений с использованием следующих универсальных аппроксимирующих зависимостей:

_
+ lambda
+ i i i 2t 1
+ (№ - (№ - № )(----) при 0 = t < 0.5 Тk
+ 1 1 2 Tk
i +
№ = { (6)
j +
+ lambda
+ i i i 2t 2
+ № - (№ - № )(2 - ----) при 0.5 Тk <= t <= Тk
+ 3 3 2 Tk
-
i
где № - искомое значение активной или реактивной нагрузок для i-го режима
j
(часы м.с.н. или н.п.н.) в j-ый период времени;
i i i
№ , № , № - известное значение активной или реактивной нагрузок для j-го
1 2 3
режима соответственно в зимний период года, предшествующего расчетному, в
летний и зимний периоды расчетного года;
t - текущий параметр времени, принимаемый равным 0.25 и 0.75 для весеннего и
осеннего периода соответственно;
Тk - календарная продолжительность расчетного года
lambda , lambda - коэффициенты, характеризующие форму аппроксимирующих
1 2
зависимостей, определяемые по следующим соотношениям:

6 cp
2 Sigma W - № Tk
i=1 a(p)i 2
Lambda = -------------------------- (7)
1 cp 6
№ Tk - 2 Sigma W
2 i=1 a(p)i

12 cp
2 Sigma W - № Tk
i=6 a(p)i 2
Lambda = -------------------------- (8)
2 cp 12
№ Tk - 2 Sigma W
3 i=6 a(p)i

где W - соответственно активная (реактивная) энергия,
a(p)i
потребленная узлом за t -и месяц;
cp cp
№ , № - среднемесячные значения активных или реактивных нагрузок за
2 3
те месяцы, в которых производились соответственно летние и зимние
общесистемные замеры.
Зависимости, рассчитываемые по формуле (6), представляют собой годовые графики активных и реактивных нагрузок, ординатами которых являются характерные значения указанных нагрузок за каждый месяц года для i-го режима.
Степень практической реализации результатов расчета определяется степенью соответствия действительных изменений реактивной мощности ее источников и коэффициентов трансформации трансформаторов связи изменениям, определенным при расчете. В первом приближении это соответствие может быть оценено числом переключений трансформаторов связи.
Фактическое снижение потерь электроэнергии при оптимизации режима сети по реактивной мощности определяется по формуле

m j j j j j j
dW = Sigma [dP t + dP (24 - t )]d K K (9)
phi1,2 j=1 макс макс мин макс j 1 2

j j
где dP и dP - снижение потерь мощности (МВт) (со своими знаками)
макс мин
при оптимизации режимов для часов м.с.н. и н.п.н. характерных суток j-го периода. При недопустимо завышенных напряжениях в исходном режиме снижение потерь мощности (особенно в минимум нагрузки) может оказаться отрицательным. Это является дополнительным доказательством недопустимости оптимизации лишь одного режима;
d - продолжительность в году j-го периода, дн.;
j
m - число характерных периодов;
oj
t - эквивалентное время режима наибольших нагрузок за сутки,
макс
рассчитываемое по формуле

K - K
j 3 мин
t = 24 ------------ , (10)
макс 1 - K
мин

где K - отношение минимальной суточной нагрузки энергосистемы к
мин
максимальной;
K - коэффициент заполнения графика (K = T /24)
3 3 макс.сут
j
K - коэффициент информационной обеспеченности, принимаемый равным,
1
единице для периодов с нагрузками, определенными путем измерений; равным: 0.7
- для периодов с нагрузками, рассчитанными по формуле (5); равным 0.9
при расчетах нагрузок по формулам (6);
j
K - коэффициент, учитывающий точность совпадения закона регулирования,
2
обеспечиваемого устройствами РПН трансформаторов связи, и оптимального закона
регулирования, рассчитанного по программе. Коэффициент определяется для
каждого периода по формуле

j
n
j nc
K = ----------- (11)
2 15(1 - K )
мин
j
где n - среднее число переключений ответвлений трансформаторов связи с
nc
РПН за характерные сутки j-го периода, определяемое по формуле

nTsigma j
Sigma n
j i=1 ni
n = ---------------- ,
nc N
Tsigma

i
где n - число переключений ответвлений I-го трансформатора.
ni
с РПН за характерные сутки i-го периода;
№ - суммарное количество трансформаторов с РПН и ПБВ.
Tsigma

Примечание. Если определенное по формуле (11) значение К больше единицы, то оно принимается равным единице.
При наличии трансформаторов связи с ПБВ расчеты производятся в следующем порядке.
1. Все трансформаторы связи условно принимаются с РПН и производится
расчет оптимальных значений коэффициентов трансформации для часов м.с.н. и
j j
н.п.н. (K и K соответственно) характерных суток j-го периода.
Tмакс Tмин
2. Коэффициенты трансформации трансформаторов с ПБВ определяются для
каждого трансформатора по формуле

j j j j 2
K t + K (24 - t ) K
j Tмакс макс Tмин макс мин
K = ---------------------------------------- (12)
T j j
t + (24 - t )
макс макс

3. При зафиксированных значениях коэффициентов трансформации
трансформаторов с ПБВ производятся оптимизационные расчеты для часов м.с.н. и
н.п.н. и определяются значения dP и dP и затем по формуле (9) вычисляются
макс мин
dW. Планируемое снижение потерь электроэнергии определяется по результатам
оптимизации двух планируемых режимов работы основной сети энергосистемы
(зимнего максимального и летнего минимального) по формуле

dW = [dP T +/- dP (8760 - T )]K тыс. кВт.ч (13)
n1.2 макс зим мин зим p

где dP , dP - изменение потерь мощности в оптимизируемой основной
макс мин
сети энергосистемы соответственно при максимальной и минимальной нагрузках;
T - условная длительность зимнего максимума в течение года,
зим
определяемая по суммарному годовому графику помесячного отпуска
электроэнергии в сеть системы в целом по методике [2];
K - коэффициент, учитывающий недостаточность двух оптимизаций режима
p
в год. Его значение устанавливается из опыта эксплуатации и сравнения
планового и фактического эффекта от оптимизации режима. В первой
оптимизации и при отсутствии фактических данных можно принять K = 0.6.
p
Производится расчет затрат (в тыс. руб.) на внедрение мероприятия 1.2 по оптимизации установившихся режимов электрических сетей по реактивной мощности. Расчет включает стоимость применяемых материалов, стоимость выполнения монтажных и наладочных работ и т.п.

Мероприятие 1.3. Перевод генераторов электростанций в режим синхронного компенсатора (СК).
Целесообразность такого перевода оценивается с помощью программы оптимизации режима основной электросети энергосистемы по реактивной мощности и рассматривается только для тех генераторов, которые в определенный период времени не используются. Как правило, это либо малоэкономичные генераторы, выводимые из работы на период сезонного снижения нагрузки, либо генераторы электростанций, работающих на дефицитном топливе. Фактическая эффективность мероприятия определяется по формуле

dW = dW - W тыс. кВт.ч (14)
ф1.3 сф потр.ф

где dW = dW - dW - фактическое снижение потерь электроэнергии в
сф 1ф 2ф
сетях энергосистемы соответственно без перевода и с переводом генератора в
режим СК, определяемое по формуле (9);

W - потребление электроэнергии генератором в режиме СК,
потр.ф
рассчитываемого по формуле

2
W = (K AQ + BQ + С)Т тыс. кВт.ч, (15)
потр.ф г cp cp

где K - коэффициент, учитывающий форму графика нагрузки генератора,
г
определяемый по формуле;

Q - средняя нагрузка генератора (Мвар) за время его работы в режиме
cp
СК-Т (ч);

Q T
м
K = ----- , (16)
г W
Q

где Q - максимальная реактивная мощность генератора, тыс. квар
м
W - сумма абсолютных значений выработанной и потребленной реактивной
Q
энергии за время Т.
Примечание. Т - фактическое время непосредственной работы генератора на
сеть.
Коэффициенты А, В и С зависят от характеристик генератора.
Плановое снижение потерь электроэнергии dW от внедрения мероприятия
n1.3
определяется по формулам, аналогичным формулам (14)-(16), с той лишь
разницей, что dW рассчитывается по формуле (13), а в выражения (15) и (16)
сф
подставляется плановое время непосредственной работы генератора на сеть.
Производится расчет затрат (в тыс. руб.) на внедрение мероприятия 1.3 по переводу генераторов в режим синхронного компенсатора. Расчет включает стоимость применяемых материалов, стоимость выполнения монтажных и наладочных работ и т.п.

Мероприятие 1.4. Уменьшение ограничения мощности генераторов электростанций.
Мероприятие наиболее эффективно в дефицитных по активной мощности энергосистемах, в которых при уменьшении выработки электроэнергии собственными станциями увеличивается покупная электроэнергия. При этом соответственно возрастают межсистемные перетоки, дополнительно загружается системообразующая электрическая сеть и т.п.
Увеличение рабочей активной мощности электростанций при том же составе генерирующего оборудования осуществляется за счет выполнения организационно-технических мероприятий на электростанциях.
Для расчетов эффективности выполнения мероприятия рекомендуется построить зависимости (по отчетным данным прошлых лет) суммарных нагрузочных потерь электроэнергии в системообразующей электрической сети энергосистемы от выработки электроэнергии нестабильно работающих электростанций.
Снижение потерь электроэнергии в сети при этом определяется по формуле

dW = DELTA W - DELTA W тыс. кВт.ч, (17)
1.4 1(w1) 2(w2)

где DELTA W , DELTA W - потери электроэнергии в системообразующей
1(w1) 2(w2)
сети, определяемые по зависимостям DELTA W = f(W) при соответственно
уменьшенной (W1) и увеличенной (W2) выработке электроэнергии данной
электростанцией.
Производится расчет затрат (тыс. руб.) на внедрение мероприятия 1.4 по уменьшению ограничения мощности генераторов электростанций. Расчет включает стоимость применяемых материалов, стоимость выполнения монтажных и наладочных работ.

Мероприятие 1.5. Оптимизация распределения нагрузки между подстанциями основной электрической сети 110 кВ и выше переключениями в ее схеме.
Мероприятие проводится при сезонных изменениях нагрузки не менее двух раз в год. Фактическое снижение потерь определяется разницей значений, рассчитанных по формуле (9), полученных соответственно до и после выполнения мероприятия. Плановое снижение потерь определяется разницей тех же значений, но рассчитана по формуле (13). По этим же формулам может быть определен эффект и от внедрения мероприятия с индексом 1.4.
Производится расчет затрат (тыс. руб.) на внедрение мероприятия по оптимизации распределения нагрузки между подстанциями основной электрической сети 110 кВ переключениями в ее схеме. Расчет включает стоимость применяемых материалов, стоимость выполнения монтажных и наладочных работ и т.п.

Мероприятие 1.6. Оптимизация мест размыкания контуров электрических сетей с различными номинальными напряжениями.
Мероприятие проводится для снижения влияния неоднородности электрической сети напряжением 110 кВ и выше на режим ее работы. Размыкание контуров в оптимальных местах должно приводить к разгрузке сетей более низкого напряжения и снижению общих потерь электроэнергии в целом, при сохранении требуемого уровня надежности электроснабжения потребителей.
В качестве количественной характеристики неоднородности каждого независимого контура следует пользоваться значением отклонения потерь мощности в контуре от оптимального уровня (дополнительных потерь), определяемым по выражению

n 2 n 2 n 2
(Sigma dI r ) (Sigma dI r ) + (Sigma dI r)
i=1 i i i=1 ai i i=1 pi i
d DELTA p = --------------- = ----------------------------------- (18)
n n
Sigma r Sigma r
i=1 i i=1 i

где dI , dI , dI r - отклонение от оптимального комплексного значения тока
i ai pi i
(его активная и реактивная составляющие), активное сопротивление i-ой ветви
контура, содержащего // ветвей.
Значения отклонений от оптимальных значений активных и реактивных составляющих токов в ветвях определяются расчетом предварительно оптимизированного или не оптимизированного режима максимальных нагрузок. По значению дополнительных потерь мощности осуществляют классификацию замкнутых контуров. Дальнейшему рассмотрению подлежат контуры со значением дополнительных потерь более 100 кВт. В случае если предварительная оптимизация режима не выполнялась, а составляющая дополнительных потерь от реактивных токов существенно превышает составляющую потерь от активных токов, первоочередной задачей является оптимизация коэффициентов трансформации, трансформаторов (автотрансформаторов) данного контура. Точка размыкания контура в сети низшего напряжения определяется наложением на токи в ветвях, начиная от точек естественного токораздела, уравнительного тока контура, равного

n
Sigma I r
i=1 i i
I = - ------------- (19)
ур n
Sigma r
i=1 i

Совпадение точек токораздела, по активной и реактивной составляющим тока после наложения уравнительного тока дает однозначное решение о выборе точки размыкания контура. При невыполнении этого условия размыкание контура осуществляют в одной из точек токораздела (активного или реактивного) в зависимости от дополнительных потерь, обусловленных размыканием.
Фактическое снижение потерь мощности определяют по результатам расчета оптимального (установившегося) режима сети после размыкания, выполняемого с использованием тех же, что и ранее, программ.
Снижение потерь электроэнергии рассчитывается по формуле (3) или (9) в зависимости от исходных данных.
Приведенная методика может применяться и для определения снижения потерь электроэнергии при внедрении мероприятия 1.1.
Производится расчет затрат (тыс. руб.) на внедрения мероприятия по оптимизации мест размыкания контуров электрических сетей с различными номинальными напряжениями. Расчет включает стоимость применяемых материалов, стоимость монтажных и наладочных работ и т.п.

Мероприятие 1.7. Оптимизация рабочих напряжений в центрах питания радиальных электрических сетей.
В радиальном режиме эксплуатируются, как правило, сети 6-20 и 35 кВ и часть сетей 110 кВ. Централи питания (ЦП) этих сетей являются соответственно подстанции 500-35/6-20 кВ, 500-110/35 кВ и 500-220/110 кВ.
Законы регулирования напряжения в ЦП (если в ЦП установлены
трансформаторы с РПН) или установленные рабочие ответвления трансформаторов
(если последние с ПБВ) должны обеспечивать минимально возможные потери
электроэнергии в сети при допустимых отклонениях напряжения у потребителей. В
соответствии с требованиями ПУЭ для обеспечения допустимых отклонений
напряжения в сетях 380 В и 6-20 кВ необходимо на шинах 6-20 кВ ЦП
поддерживать отклонения напряжения не менее +5% в режиме наибольших нагрузок
(V' => 5%) и не более номинального напряжения в режиме наименьших нагрузок
T
(V" <= 0%).
T
Возможность превышения напряжения сверх +5% определяется параметрами и
режимами работы сетей 6-20 кВ и 380 В. Точные значения V' и V" могут быть
T T
получены при расчете режимов работы этих сетей. Однако для подавляющего
большинства сетей допустимые отклонения напряжения у потребителей могут быть
обеспечены, если на шинах 6-20 кВ ЦП поддерживаются отклонения V' = 5% и
T
V" = 0%, а в промежуточных режимах - пропорционально изменению суммарной
T
нагрузки.
При отсутствии в ЦД устройств РПН, как правило, не удается выдержать допустимые отклонения напряжения у потребителей во всех узлах и режимах. Выбор ответвлений трансформаторов с ПБВ должен производиться из условия минимизации электроэнергии, потребляемой при недопустимых отклонениях напряжения.
Данное мероприятие должно проводиться не менее двух раз в год для характерных (сезонных) изменений нагрузок, его эффективность рассчитывается для каждого характерного периода (сезона) отдельно.
Выбор законов регулирования напряжения и рабочих ответвлений
трансформаторов в ЦП 500-110/35 кВ и 500-220/110 кВ при известных нагрузках
подстанций и схеме сети может быть проведен по реактивной мощности
(мероприятие 1.2). Аналогичный расчет может быть проведен на основании
результатов измерения отклонений напряжений на шинах низшего напряжения всех
ЦП в режимах наибольших (V') и наименьших (V")' нагрузок и регистрации
i i
соответствующих им ответвлений трансформаторов ЦП. Указанные данные
рекомендуется сводить в табл. 19 [дан пример заполнения для сети 110 кВ
питающейся от ЦП (подстанция "A") 220/110/10 кВ и содержащей 5 подстанций
110/10 кВ ("Б" - "Е"), подстанцию 110/35/10 кВ ("Ж"), являющуюся в свою
очередь ЦП сети 35 кВ, содержащей 5 подстанций 35/10 кВ ("З" - "М")].

Таблица 19
   ---------------------------T-------T--------T--------------T----------T----------------¬

¦ Наименование подстанции, ¦ ¦ Тип ¦ Количество ¦ Режим ¦ Режим ¦
¦ напряжения обмоток ¦Наимено¦регулиру¦ответвлений и¦наибольших¦ наименьших ¦
¦ трансформаторов ¦ вание ¦ ющего ¦ ступени ¦ нагрузок ¦ нагрузок ¦
¦ ¦подстан¦устройст¦регулирования,¦ ¦ ¦
¦ ¦ ции, ¦ ва ¦ % ¦ ¦ ¦
¦ ¦ от ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦которой¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦подает-¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ся ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦питание¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ +----T-----+--------T-------+
¦ ¦ ¦ ¦ ¦V',%¦ N' ¦ V",% ¦ N" ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ 1 ¦ 1 ¦ ¦ 1 ¦
+--------------------------+-------+--------+--------------+----+-----+--------+-------+
¦Подстанция "А" 220/110/10 ¦ ¦РПН ¦ 17 x 1.5¦ +2¦ 6¦ +4¦ 3¦
¦кВ, ЦП сети 110 кВ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--------------------------+-------+--------+--------------+----+-----+--------+-------+
¦Подстанция "Б" 110/10 кВ ¦А ¦РПН ¦ 19 x 1.78¦ +4¦ 5¦ 0¦ 5¦
+--------------------------+-------+--------+--------------+----+-----+--------+-------+
¦Подстанция "Е" ¦А ¦РПН ¦ 19 x 1.78¦ +1¦ 0¦ 4-1¦ 0¦
¦110/10 кВ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--------------------------+-------+--------+--------------+----+-----+--------+-------+
¦Подстанция "Ж" 110/35/10 ¦А ¦РПН ¦ 19 x 1.78¦ +4¦ 0¦ +5¦ 2¦
¦кВ, ЦП сети 35 кВ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--------------------------+-------+--------+--------------+----+-----+--------+-------+
¦Подстанция "З" 35/10 кВ ¦Б ¦ПБВ ¦ 5 x 2.5¦ +3¦ 2¦ +1¦ 2¦
+--------------------------+-------+--------+--------------+----+-----+--------+-------+
¦Подстанция "М" 35/10 кВ ¦Б ¦ПБВ ¦ 5 x 2.5¦ +2¦ 4¦ -3¦ 4¦
L--------------------------+-------+--------+--------------+----+-----+--------+--------


Расчеты начинают с оптимизации напряжений в ЦП сетей 6-20 кВ, затем в ЦП сетей 35 кВ и, наконец, в ЦП сетей 110 кВ.
Если в ЦП находится трансформатор с РПН, то рабочие ответвления его в
режимах наибольших и наименьших нагрузок изменяют таким образом, чтобы
возможно точнее обеспечить уровни V' и V". При этом изменения напряжения в
T T
режимах наибольших и наименьших нагрузок составят соответственно

dV' = E (N' - N') (20)
cT 1 2

dV" = E (N" - N")
cT 1 2

где E - ступень регулирования напряжения, %;
cT
N', N" - первоначальные номера ответвления в соответствующих режимах
1 1
(см. табл.19);
N', N" - то же, но после их изменения.
2 2
Снижение потерь электроэнергии в сети, получающей питание от данного ЦП
за рассматриваемый период, определяют по формуле

1.5
dW = ----- DELTA W(H' dV' + H" dV") тыс. кВт.ч (21)
1.7 100

где delta W - потери электроэнергии в сети за рассматриваемый период;
Н' и Н" - весовые коэффициенты режимов наибольших и наименьших нагрузок.
Значения Н' и Н" определяют по формулам

t
макс
Н' = ----------------------- (22)
2
t + (24 - t ) K
макс макс мин

Н" = 1 - Н', (23)

где t определяют по формуле (10).
макс
Если в ЦП находится трансформатор с ПБВ, то необходимое мнение
напряжения определяют по формуле

рас
dV = (V' - V') H' + (V" - V") H" (24)
T T

Рабочее ответвление трансформатора с ПБВ изменяют таким образом, чтобы
рас
обеспечить изменение напряжения на значение dV близкое к dV.
Снижение потерь электроэнергии определяют, по формуле

1.5
dW = ---- DELTA W dV тыс. кВт.ч (25)
1.7 100

Формулы (20)-(25) применяют последовательно к ЦП и сетям 6-20, 35, 110 кВ, работающим в разомкнутом режиме. При этом снижение потерь в сетях 6-20, кВ рассчитывают только для тех линий, которые находятся на балансе энергосистемы.
Повышение напряжения в ЦП сети 35 кВ на dV' и dV" (если в ЦП сети 35 кВ установлен трансформатор с РПН) или на dV (если в ЦП - трансформатор с ПБВ) может быть осуществлено в том случае, если во всех ЦП сетей 6-10 кВ можно одновременно снизить напряжения на то же значение так, чтобы оптимальные значения напряжений на шинах 6-10 кВ не изменились. Поэтому по скорректированным номерам ответвлений трансформаторов в ЦП сетей 6-10 кВ определяют предельные возможности снижения напряжения в каждом ЦП и в качестве расчетного выбирают наименьшее значение. На это значение изменяют ответвления во всех ЦП сетей 6-10 кВ и повышают напряжение на шинах 35 кВ подстанции, являющейся ЦП сети 35 кВ.
Для радиальных сетей 110 кВ проводят аналогичные расчеты, принимая в качестве исходных оптимальные значения напряжений в ЦП сетей 35 и 6-10 кВ.
Снижение потерь электроэнергии в сети любого напряжения определяется по формуле (21) или (25) в зависимости от наличия или отсутствия РПН в ЦП.
Производится расчет затрат (тыс. руб.) на внедрение мероприятия по оптимизации рабочих напряжений в центрах питания радиальных электрических сетей. Расчет включает стоимость применяемых мероприятий, стоимость выполнения монтажных и наладочных работ и т.п.

Мероприятия 1.8 и 1.9. Отключение трансформаторов в режимах малых нагрузок на подстанциях с двумя и более трансформаторами. Отключение трансформаторов на подстанциях с сезонной нагрузкой.
При работе подстанции по заданному графику минимум приведенных затрат на трансформацию электроэнергии соответствует минимуму потерь мощности в трансформаторах. Поэтому граничное значение нагрузки, при котором целесообразно отключение одного из параллельно работающих трансформаторов, определяется из равенства потерь мощности в n и n - 1 трансформаторах.
Отключение одного из n однотипных трансформаторов целесообразно в режимах, при которых нагрузка трансформаторов

/-----------------

_ /n(n - 1)delta Px
S < S \ /-------------------

HT \/ delta Pk (26)

При n разнотипных трансформаторов граничное значение нагрузки, при котором целесообразно отключение одного из них, определяется из условия

n S 2 n n S 2 n
Sigma DELTA P + (----------) Sigma DELTA P = Sigma DELTA P + (-----------) Sigma DELTA P (27)
l=1 xl n l=1 kl l=1 xl n l=1 kl
Sigma S Sigma S
l=1 HTL l=1 HTL

В левой части выражения производится суммирование данных по всем трансформаторам, а в правой - без одного из них. Подсчитав значения правой части при отключении каждого из трансформаторов (а при большом числе их - и попарном отключении), получим ряд значений S , при которых целесообразно отключение того или иного трансформатора.
Например, отключение одного из трех трансформаторов целесообразно, если

/---------------------------------------------------------------
/ 2 2
_ / delta P S S
\ / x3 HT2 HT3
S <= \ / ------------------------------------------------------------------ (28)
\ / 2 2
\/ (Delta P + Delta P )S - (Delta P + Delta P + Delta P )S
k1 k2 HT3 k1 k2 k3 HT2

где DELTA P - потери холостого хода в отключаемом трансформаторе;
x3
S , S - сумма номинальных мощностей двух и трех трансформаторов, МВ.А;
HT2 HT3
Как правило, отключение одного из двух или более трансформаторов, установленных на одной подстанции, целесообразно, если их максимальная нагрузка не превышает 40-45% суммарной номинальной мощности трансформаторов.
Плановое и фактическое снижение потерь электроэнергии при отключении трансформатора определяется по формуле

-3
dW = (dW - dW )10 тыс. кВт.ч. (29)
x H

где dW - снижение потерь холостого хода, кВтч;
x
dW - увеличение нагрузочных потерь, кВтч;
H
dW и dW - определяются по формулам:
x H
_
+
k +
dW = Sigma dP t +
x j=1 xj j +
} тыс. кВт.ч. (30)
k +
dW = Sigma dP t +
H j=1 Hj j +
+
-
где dP - снижение потерь мощности холостого хода в j-м периоде
xj
продолжительностью t при отключении того или иного трансформатора;
j
dP - увеличение нагрузочных потерь мощности в j-м периоде, равное
Hj

n-1 n
DELTA P - DELTA P ;
Hj Hj

К - количество характерных периодов.
Нагрузочные потери мощности в n трансформаторах в j-м периоде определяются по формуле

S
n Hj 2 n
DELTA P = (----------) Sigma DELTA P кВт, (31)
Hj n l=1 kl
Sigma S
l=1 HTl

где S - средняя нагрузка подстанции за время t .
Hj j
Отключение трансформаторов менее чем на 2 ч нецелесообразно.
В целях планомерного и систематического внедрения мероприятий с индексами 1.8, 1.9 рекомендуется разрабатывать графики отключения силовых трансформаторов подстанций в режимах малых нагрузок и трансформаторов с сезонной нагрузкой.
Для упрощения расчета планового эффекта от отключения трансформаторов допускается использование усредненных норм эффективности.

Усреднение нормы для приближенной оценки
эффективности мероприятий 1.8 - 1.10

Таблица 20
   ------T-----------------------T--------T------------------------------------T-------------¬

¦Меро-¦ ¦ ¦ Снижение потерь электроэнергии в ¦ ¦
¦прия-¦ ¦ ¦ год от внедрения мероприятия ¦ ¦
¦тие ¦ Наименование ¦ Ед. ¦(тыс. кВт.ч) на единицу измерения по¦ Примечание ¦
¦ ¦ мероприятий ¦ измер. ¦ напряжениям сети, кВ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ +---------T-----------T--------------+ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ 0.4¦ 6-10¦ 35¦ ¦
+-----+-----------------------+--------+---------+-----------+--------------+-------------+
¦ 1.8¦Отключение в режимах¦ ¦ ¦ ¦ ¦Нормы ¦
¦ ¦малых нагрузок¦ ч.КВ.А ¦ - ¦ 0.003¦ 0.001¦указаны на¦
¦ ¦трансформаторов на¦ ¦ ¦ ¦ ¦1 ч. отключе-¦
¦ ¦подстанциях с двумя и¦ ¦ ¦ ¦ ¦ния 1 МВ.А¦
¦ ¦более трансформаторами ¦ ¦ ¦ ¦ ¦трансформато-¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ров ¦
+-----+-----------------------+--------+---------+-----------+--------------+-------------+
¦Меро-¦ ¦ ¦ Снижение потерь электроэнергии в ¦ ¦
¦прия-¦ ¦ ¦ год от внедрения мероприятия ¦ ¦
¦тие ¦ Наименование ¦ Ед. ¦(тыс. кВт.ч) на единицу измерения по¦ Примечание ¦
¦ ¦ мероприятий ¦ измер. ¦ напряжениям сети, кВ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ +---------T-----------T--------------¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ 0.4¦ 6-10¦ 35¦ ¦
+-----+-----------------------+--------+---------+-----------+--------------+-------------+
¦ 1.9¦Отключение ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦трансформаторов на¦ ч.МВ.А ¦ - ¦ 0.004¦ 0.0015¦ -"- ¦
¦ ¦подстанциях с¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦сезонной нагрузкой ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----+-----------------------+--------+---------+-----------+--------------+-------------+
¦ 1.10¦Выравнивание нагрузок¦ ¦ ¦ ¦ ¦Норма на¦
¦ ¦фаз в электрических¦ шт. ¦ 0.7¦ - ¦ - ¦одну линию¦
¦ ¦сетях 0.4 кВ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦0.4 кВ ¦
L-----+-----------------------+--------+---------+-----------+--------------+--------------


Мероприятие 1.10. Выравнивание нагрузок фаз в электрических сетях 0.38 кВ.
Плановое и фактическое снижение потерь электроэнергии за счет устранения систематической не симметрии (неравномерного распределения токовых нагрузок по фазам) определяется по формуле

dW = DELTA W(K - K ) тыс. кВт.ч, (32)
1.10 H1 H2

где DELTA W - потери электроэнергии в сети 0.38 кВ при равномерной
загрузке фаз, определяемые в соответствии с (1);
K , K - коэффициенты систематической несимметрии до и после
H1 H2
симметрирования, определяемые по формуле

2 2 2
I + I + I R R
A B C 0 0
K = 3-------------- (1 + 1.5 ---) - 1.5 --- , (33)
H 2 R R
(I + I + I ) Ф Ф
A B C

где I , I , I - значения токов фаз за период с 17 до 23 ч (не менее трех
A B C
измерений);
R /R - отношение сопротивлений нулевого и фазного проходов.
0 Ф
Для двухпроводной линии К = 1.
H
Перераспределение нагрузки в сети необходимо производить, если среднее за указанный период значение тока на головном участке нулевого провода составляет более I5A.
Для упрощения расчетов снижения потерь электроэнергии от внедрения мероприятия допускается использование усредненного значения, приведенного в таблице выше (мероприятие 1.9).
Производится расчет затрат (тыс. руб.) на внедрение мероприятия по выравниванию нагрузок фаз в электрических сетях 0.4 кВ. Расчет включает стоимость применяемых материалов, стоимость выполнения монтажных и наладочных работ.

Мероприятие 1.11. Сокращение продолжительности технического обслуживания и ремонта основного оборудования, электростанций и сетей.
Внедрение этого мероприятия наиболее эффективно для транзитных линий электропередачи большой пропускной способности автотрансформаторов связи и т.п., отключение которых вызывает значительное повышение потерь в сети. Уменьшение продолжительности таких отключений достигается улучшением организации работ, совмещением ремонтов последовательно включенных элементов сети, проведением их по оптимальному графику, выполнением пофазных ремонтов, ремонтов под напряжением и т.д.
Планируемую и фактическую эффективность от проведения мероприятия следует определять лишь для тех работ, на которые имеются нормативы продолжительности проведения. В этом случае энергосистемам рекомендуется для типовых ремонтных схем иметь данные о повышении потерь электроэнергии в электрических сетях при отключении на 1 ч отдельных линий и оборудования подстанций. По этим данным может быть определено среднегодовое снижение потерь электроэнергии от выполнения мероприятия, которое используется для вычисления планируемого снижения потерь по формуле

dW DELTA W
ср.г п.сети
dW = ---------------------- тыс. кВт.ч, (34)
п1.11 100

где dW - среднегодовое снижение потерь электроэнергии, % суммарных
ср.г
потерь в сетях;
DELTA W - планируемые потери электроэнергии в сетях, на которые
п.сети
данное мероприятие оказывает влияние.
Среднегодовое снижение потерь должно ежегодно корректироваться на основании опыта эксплуатации, планов капитальных и текущих ремонтов.
Фактическое снижение потерь определяется следующим образом.
При сокращении на время deltaT продолжительности, например ремонта генератора, синхронного компенсатора, линии или трансформатора связи в основной замкнутой сети системы напряжением 110 кВ и выше снижение потерь электроэнергии определяется по формуле

P
ср 2
dW = DELTA T [(DELTA P - DELTA P )(--------) - (DELTA P - DELTA P )] тыс. кВт.ч (35)
ф.1.11 1H 2H P 2x 1x
макс

где DELTA P и DELTA P - нагрузочные потери мощности в основной сети
1H 2H
системы в максимум ее нагрузки соответственно при отключенном и включенном
элементе (определяются для рабочих режимов по программ оптимизации);
Р - средняя за время DELTA T активная нагрузка системы в целом;
ср
P - максимальная активная нагрузка суммарного графика нагрузки
макс
собственных потребителей системы в целом в зимний контрольный день;
DELTA P и DELTA P - потери холостого хода в сети системы
1x 2x
соответственно при отключенном и включенном элементе (для линий равны нулю).
При сокращении продолжительности ремонта одного из трансформаторов центра
питания радиальной сети или одной из цепей, параллельно работающих радиальных
линий потери учитываются только в параллельных элементах, один из которых
отключается. Значения Р и Р относятся при этом к нагрузке этих элементов.
ср макс
Производится расчет затрат (тыс. руб.) на внедрение мероприятия по сокращению продолжительности технического обслуживания и ремонта основного оборудования электростанций и сетей. Расчет включает стоимость применяемых материалов, стоимость выполнения монтажных и наладочных работ.

Мероприятие 1.12. Снижение расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций.
Снижение расхода на собственные нужды подстанций определяется по отношению к нормативам расхода, установленным и рассчитываемым персоналом ПЭС для всех подстанций, на которых имеются потребители и счетчики электроэнергии собственных нужд.
Нормативы при этом должны систематически уточняться, исходя из фактического расхода.
Экономия расхода электроэнергии на собственные нужды обеспечивается рационализацией режимов работы электрообогрева производственного помещения подстанций и обогрева приводов выключателей в ОРУ, оптимизацией режимов работы вентиляторов обдува трансформаторов и т.п.
Значительную экономию, в частности, дает установка и ввод в работу автоматики отключения - включения устройства электрообогрева и обдува. Весьма перспективным является оборудование трансформаторов и автотрансформаторов подстанций установками отбора тепла для теплоснабжения зданий управления подстанций и жилых помещений обслуживающего персонала.
Планируемое снижение расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций определяется, исходя из опыта прошлых лет и предполагаемого объема мероприятий по экономии расхода электроэнергии на собственные нужды на планируемый период.
Фактическое снижение расхода электроэнергии на собственные нужды
определяется как разница между установленной нормой расхода и фактическим
факт
расходом электроэнергии (W ), определяемым по показаниям счетчиков
с.н.
собственных нужд

норм факт
dW = W - W тыс. кВт.ч. (36)
ф.1.12 с.н. с.н.

Производится расчет затрат (тыс. руб.) на внедрение мероприятия по снижению расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций. Расчет включает сырье и основные материалы, стоимость монтажных и наладочных работ, амортизацию, заработную плату и прочие расходы.

Мероприятие 1.13. Стимулирование потребителей электроэнергии к выравниванию графиков нагрузки.
Мероприятие выполняется потребителями электроэнергии под стимулирующим воздействием Астраханского филиала ФГУ "Управление Госэнергонадзор по Волго-Донскому региону" на уменьшение максимума и выравнивание графика нагрузки.
В общем виде снижение потерь электроэнергии от выполнения мероприятия должно определяться разностью коэффициентов формы графика по формуле

2 2
W + W
p Q 2 2
dW = ---------- R (K - K ) тыс. кВт.ч, (37)
1.13 2 3 ф1 ф2
U T

где W W - соответственно, отпущенная в электрическую сеть активная
p1 Q
и реактивная электроэнергия, тыс. кВт. ч;
U - номинальное напряжение сети, кВ;
Т - расчетный период, ч;
R - эквивалентное сопротивление сети, Ом;
3
K , K - коэффициенты формы графика суммарной нагрузки сети, до и после
ф1 ф2
выравнивания, соответственно определяемые как отношение среднеквадратичного
значения нагрузки по графику к ее среднему значению.
Учитывая сложность расчетов по формуле (37), до разработки. и внедрения специальной методики и программы допускается применять упрощенную формулу расчета эффекта

DELTA W
sigma
dW = ------------- dP тыс. кВт.ч, (38)
1.13 P макс
макс

где dW - суммарные потери электроэнергии в электрической сети РЭУ
sigma
(ПЭО) или ПЭС;
P - суммарная максимальная нагрузка РЭУ (ПЭО) или ПЭС;
макс
dP - суммарное снижение максимума нагрузки за счет выравнивания
макс
графиков. При определении планового эффекта в формулу (38) подставляются
соответствующие планируемые значения, при расчете фактического эффекта
- отчетные значения.
Производится расчет затрат (тыс. руб.) на внедрение мероприятия по стимулированию потребителей электроэнергии к выравниванию графиков нагрузки. Расчет включает стоимость сырья и основных материалов, стоимость выполнения монтажных и наладочных работ, амортизацию, заработную плату и прочие затраты Расчет включает стоимость сырья и основных материалов, стоимость выполнения монтажных и наладочных работ, амортизацию, заработную плату и прочие затраты.

Мероприятие 1.14. Ввод в работу неиспользуемых средств автоматического регулирования напряжения (АРН).
Мероприятие выполняется на подстанциях, где установленные на трансформаторах РПН устройства автоматического регулирования напряжения по каким-либо причинам переведены в режим дистанционного управления.
Основной эффект от внедрения мероприятия достигается за счет повышения возможностей регулирования напряжения.
Фактическое снижение потерь электроэнергии определяется разницей значений, рассчитанных по формуле (9), полученных соответственно до и после выполнения мероприятия. Плановое снижение потерь определяется разницей тех же значений, но рассчитанных по формуле (13).
Для приближенной оценки эффекта от выполнения мероприятия допускается пользоваться усредненными нормами.

УСРЕДНЕННЫЕ НОРМЫ ДЛЯ ПРИБЛИЖЕННОЙ ОЦЕНКИ
ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕРОПРИЯТИЙ С ИНДЕКСАМИ 1.14, 2.7 И 2.10

Таблица 21
   -----------------------------T-----------------------------T-----------------------------¬

¦ Место установки средств ¦ Номинальное напряжение, кВ ¦ Снижение потерь ¦
¦ регулирования ¦ ¦ электроэнергии в год от ¦
¦ ¦ ¦ установки и использования ¦
¦ ¦ ¦одного устройства, тыс. кВт.ч¦
+----------------------------+-----------------------------+-----------------------------+
¦ ВДГ в замкнутых контурах ¦ 110-500¦ 1200¦
¦ электрических сетей ¦ 110-330¦ 700¦
¦ ¦ 110-220¦ 600¦
+----------------------------+-----------------------------+-----------------------------+
¦ РПН на трансформаторах и ¦ 110-150¦ 70¦
¦ автотрансформаторах связи ¦ ¦ ¦
+----------------------------+-----------------------------+-----------------------------+
¦РПН и линейные регуляторы в ¦ 110-150¦ 70¦
¦ центрах питания радиальных ¦ 35¦ 30¦
¦ электрических сетей ¦ 6-10¦ 10¦
L----------------------------+-----------------------------+------------------------------


Производится расчет затрат (тыс. руб.) на внедрение мероприятия по вводу в работу неиспользуемых средств автоматического регулирования напряжения (АРН). Расчет включает стоимость сырья и основных материалов, стоимость выполнения монтажных и наладочных работ, амортизацию, заработную плату и отчисления на заработную плату, прочие расходы.

ТЕХНИЧЕСКИЕ МЕРОПРИЯТИЯ

Снижение годовых потерь электроэнергии в сети при подготовке отчетных данных о внедрении технических мероприятий с индексами 2.1, 2.3, 2.11, 2.12, 2.14, определяется по формуле

dW = K K (DELTA W - DELTA W ) тыс. кВт.ч, (40)
ф о П 1P 2P

где K - коэффициент, принимаемый равным 1, если значения расчетных
о
потерь определялись при оптимальных режимах работы сети, рассчитанных в
соответствии с мероприятиями 1.2 и 1.4, и равным 0.9, если значения потерь
рассчитывались без предварительной оптимизации режимов;
K - коэффициент, учитывающий точность методов расчета потерь
П
электроэнергии;
DELTA W и DELTA W - значения расчетных потерь электроэнергии в сети,
1P 2P
определяемые до и после проведения мероприятия.
При использовании формулы (40) необходимо руководствоваться следующими рекомендациями:
1. При выполнении мероприятия, связанного с изменением параметров участка основной (замкнутой) электрической сети энергосистемы, происходит перераспределение потоков мощности практически между всеми ее элементами, поэтому потери электроэнергии должны рассчитываться для всей сети при измененных параметрах участка.
2. При выполнении мероприятия на участке замкнутой сети, питающейся от одного ЦП, потери электроэнергии должны рассчитываться только для сети, присоединенной к ЦП.
3. При выполнении мероприятия на участке радиальной сети или в ЦП
радиальной сети допускается учитывать изменение потерь только на этой участке.
Коэффициент К при этой принимается равным единице.
о
Планируемое снижение годовых потерь электроэнергии при внедрении технических мероприятий с индексами 2.1-2.12 принимается с учетом проектов реконструкции и развития электрических сетей, в которых должна оцениваться эффективность этих мероприятий.

Мероприятие 2.1. Установка и ввод в работу устройств компенсации реактивной мощности в электрических сетях энергосистем.
Фактическое снижение потерь электроэнергии, определяемое по формуле (40), должно быть уменьшено на потери в компенсирующих устройствах, определяемые для синхронных компенсаторов по формуле (15), а для батарей конденсаторов по формуле

DELTA W = tq d Q T тыс. кВт.ч, (41)
ку ку

где tqd - относительные потери в конденсаторах, принимаемые равными 0.002
кВт/квар для батарей конденсаторов, присоединяемых к сетям 10 кВ и выше, и
0.004 кВт/квар - присоединяемых к сетям 380 В;
Q - мощность компенсирующего устройства.
ку
Для ориентировочной оценки снижения потерь электроэнергии от установки и ввода в работу устройства компенсации в разомкнутой электрической сети можно воспользоваться формулой

2
2Q Q - Q
ку п ку
deltaW = --------------- R tau K - DELTA W , тыс. кВт.ч (42)
2 эк п ку
U
ном

где Q - реактивная мощность суммарной нагрузки электрической сети;
п
U - номинальное напряжение сети;
ном
R - эквивалентное по потерям мощности сопротивление сети;
эк
tau - время наибольших потерь, ч.
При отсутствии проектных расчетов планируемое снижение потерь электроэнергии при установке батарей статических конденсаторов определяется ориентировочно по нормам, приведенным в табл. 22. Нормы, приведенные в первых двух строках таблицы, распространяются лишь на городские и сельские электрические сети, находящиеся на балансе энергосистем.

Таблица 22
   ---------------------------T------------------T--------------------------------------¬

¦ ¦ Номинальное ¦ Средняя удельная эффективность ¦
¦ ¦ напряжение ¦установки БК (тыс. кВт.ч/Мвар) при¦
¦ ¦ подстанции, на ¦номинальном напряжении подстанций, кВ ¦
¦ Назначение сети ¦ которой ¦ ¦
¦ ¦ установлена БК, ¦ ¦
¦ ¦ кВ ¦ ¦
¦ ¦ +------------T-------------T-----------+
¦ ¦ ¦ 35/6-10¦ II 0/6-10 ¦ 220/6-10¦
+--------------------------+------------------+------------+-------------+-----------+
¦ Городская ¦ 0.38¦ 330¦ 310¦ 230¦
¦ Сельская ¦ 0.38¦ 480¦ 450¦ 375¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ Любого назначения, в том ¦ 6-20¦ 190¦ 160¦ 60¦
¦ числе сеть потребителя ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L--------------------------+------------------+------------+-------------+------------


Так, если планируется установка батареи конденсаторов мощностью 5.3 Мвар на шинах 10 кВ городской подстанции 110/10 кВ, то ориентировочно плановое снижение потерь электроэнергии при этом оценивается значением

delta W = 160 х 5.3 = 848 тыс. кВт.ч.
п2.1

Средний по России норматив снижения потерь электроэнергии при установке батарей конденсаторов в электрических сетях энергосистем равен 130 тыс. кВт.ч/Мвар.год, в электрических сетях потребителей - 200 тыс. кВт.ч/Мвар.год, при установке синхронных компенсаторов - 100 тыс. кВт.ч/МВ-А.год.
Примечание. Средние удельные нормативы определены с учетом потерь электроэнергии в СК и БК, распределения БК по подстанциям с номинальным напряжением, указанным в табл. 22. Эти нормативы могут уточняться по мере совершенствования технических параметров компенсирующих устройств и средств управления ими.
Производится расчет затрат (тыс. руб.) на внедрение мероприятия по установке и вводу в работу устройств компенсации реактивной мощности в электрических сетях энергосистем. Расчет включает стоимость сырья и материалов, стоимость выполнения монтажных и наладочных работ, амортизации, заработной платы и отчислений на заработную плату, прочие расходы.

Мероприятие 2.2. Увеличение рабочей мощности установленных в электрических сетях синхронных компенсаторов.
Увеличение рабочей мощности СК достигается в основном за счет перевода их на водородное охлаждение, а также за счет повышения качества ремонтов. Плановое и фактическое снижение потерь электроэнергии при этом определяется по формуле

delta W = delta W - delta W тыс. кВт.ч, (43)
2/2 1 2

где delta W - снижение потерь при оптимизации режимов с первоначальной
1
мощностью СК (определяется по формуле (9) для фактического снижения потерь и
по формуле (13) - для планируемого);
delta W - то же с увеличенной мощностью СК.
2
При одновременном увеличения мощности нескольких СК по программам оптимизации режимов может быть определена лишь их общая эффективность. В плане мероприятий она и должна указываться без разбивки между отдельными СК. При последовательном увеличении в течение года рабочей мощности нескольких СК снижение потерь в планируемом году определяется суммой снижений потерь в интервалах между увеличениями мощностей СК. Снижение потерь в каждом интервале определяется как разность между потерями при первоначальной и увеличенной мощности всех СК с рабочей мощностью, и измененной ко времени рассчитываемого интервала.
Производится расчет затрат (тыс. руб.) на внедрение мероприятия по увеличению рабочей мощности установленных в электрических сетях синхронных компенсаторов. Расчет включает стоимость сырья и материалов, стоимость выполнения монтажных и наладочных работ, амортизацию, заработную плату и отчисления на заработную плату, прочие расходы.

Мероприятие 2.3. Замена проводов на перегруженных линиях.
Целесообразность замены проводов перегруженных линий должна оцениваться по минимуму приведенных затрат на замену. При этом необходимо учитывать фактическую нагрузку линий, предполагаем ее увеличение на ближайшую перспективу и стоимость замены проводов.
Наиболее широко мероприятие применяется в электрических сетях 380 В и 6-10 кВ.
Замена проводов существующих сечений проводами больших сечений в сетях 6-10 кВ, как правило, эффективна, если максимальные токовые нагрузки этих проводов больше значений, указанных ниже:

Таблица 23
   -----------------------------T-----T-----------T-------------------------------¬

¦ ¦ ¦ стальные ¦ Алюминиевые и сталеалюминевые ¦
+----------------------------+-----+-----T-----+------T-------T-------T--------+
¦Существующее сечение ¦ 19.6¦ 25¦ 16¦ 25¦ 35¦ 50¦ 70¦
¦проводов, кв. мм ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+----------------------------+-----+-----+-----+------+-------+-------+--------+
¦Токовые нагрузки проводов, А¦ 13¦ 30¦ 50¦ 70¦ 100¦ 135¦ 210¦
L----------------------------+-----+-----+-----+------+-------+-------+---------


При приближенной оценке целесообразности замены проводов на ВЛ 380 В можно руководствоваться экономическими интервалами нагрузок, приведенными ниже:

Таблица 24
   ------------------T---------T-----------T-----------T-----------T------------¬

¦Марка и сечение ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦провода, кв. мм ¦А-16+а-16¦2*А-16+А-16¦3*А-16+А-16¦3*А-25+А-25¦ 3*А-50+А-50¦
+-----------------+---------+-----------+-----------+-----------+------------+
¦Экономические ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦интервалы ¦ 0-4.6¦ 4.6-8.8¦ 8.8-20.5¦ 20.5-38.6¦ Свыше 38.6 ¦
¦нагрузок ВЛ 380 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦В, А ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L-----------------+---------+-----------+-----------+-----------+-------------


Как правило, сечение прохода на перегруженной линии следует изменять на другое, превышающее существующее на две ступени (А-16 - на А-35, А-35 - на А-70 и т.д.).
Фактическое снижение потерь электроэнергии определяется по формуле (40) для сетей всех классов напряжений.
При отсутствии проектных расчетов планируемое снижение потерь в сетях 380 В и 6-10 кВ определяется по усредненным удельным нормам, приведенным в таблице 25, а в сетях более высокого напряжения - так же, как и фактическое, по формуле (40).

УСРЕДНЕННЫЕ НОРМЫ ДЛЯ ПРИБЛИЖЕННОЙ ОЦЕНКИ
ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕРОПРИЯТИЙ С ИНДЕКСАМИ
2.3 - 2.6 И 2.12

Таблица 25
   ------T-----------------------------T--------T---------------------------T--------------¬

¦ Инд ¦ ¦ ¦ Снижение потерь ¦ ¦
¦ екс ¦ ¦ ¦ электроэнергии в год от ¦ ¦
¦ мер ¦ Наименование мероприятия ¦ Ед. ¦ внедрения мероприятия ¦ Примечание ¦
¦ опр ¦ ¦ измер. ¦ (тыс. кВт.ч) на единицу ¦ ¦
¦ ият ¦ ¦ ¦ измерения по напряжениям ¦ ¦
¦ ия ¦ ¦ ¦ сети, кВ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ +--------T---------T--------+ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ 0.4¦ 6-10¦ 35¦ ¦
+-----+-----------------------------+--------+--------+---------+--------+--------------+
¦ 2.3¦Замена проводов на¦ ¦ ¦ ¦ ¦На 1 км линии¦
¦ ¦перегруженных линиях ¦ км ¦ 2.2¦ 4.6¦ - ¦в ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦однопроводном ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦исполнении ¦
+-----+-----------------------------+--------+--------+---------+--------+--------------+
¦ 2.4¦Замена ответвлений от ВЛ¦ шт. ¦ 0.006¦ - ¦ - ¦ На 1 ¦
¦ ¦0.38 кВ к зданиям ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ответвление ¦
+-----+-----------------------------+--------+--------+---------+--------+--------------+
¦ 2.5¦Замена перегруженных,¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦установка и ввод в работу¦ ¦ ¦ ¦ ¦ На 1 МВ.А ¦
¦ ¦дополнительных силовых¦ МВ.А ¦ - ¦ 8¦ 8¦ заменяемого ¦
¦ ¦трансформаторов на¦ ¦ ¦ ¦ ¦трансформатора¦
¦ ¦действующих подстанциях ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----+-----------------------------+--------+--------+---------+--------+--------------+
¦ 2.6¦Замена недогруженных¦ МВ.А ¦ - ¦ 12¦ 1.5¦ -"- ¦
¦ ¦силовых трансформаторов ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----+-----------------------------+--------+--------+---------+--------+--------------+
¦ 2.12¦Перевод электрических сетей¦ ¦ ¦С 6 на ¦С 35 на ¦ На 1 ¦
¦ ¦на более высокое номинальное¦ км ¦ - ¦10 кВ ¦110 кВ ¦км переводимых¦
¦ ¦напряжение ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ линий ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ 20 ¦ 60 ¦ ¦
L-----+-----------------------------+--------+--------+---------+--------+---------------


Производится расчет затрат (тыс. руб.) на внедрение мероприятия по замене проводов на перегруженных линиях. Расчет включает стоимость сырья и основных материалов, стоимость выполнения монтажных и наладочных работ, амортизацию, заработную плату и отчисления на заработную плату, прочие затраты.

Мероприятие 2.4. Замена ответвлений от ВЛ 0.38 кВ к зданиям.
Фактическое снижение потерь электроэнергии при проведении мероприятия определяется суммой снижений потерь в заменяемых ответвлениях, рассчитываемых по формуле

P P
1 2 2 -6
delta W = (--- - ---) mlI tau x 10 K тыс. кВт.ч, (44)
F F n
1 2

где P и P - удельное сопротивление материала, соответственно старого и
1 2
нового проводов, Ом.кв.мм/км; для алюминиевых и сталеалюминиевых проводов
P = 31.5 Ом.кв.мм/км, для медных 18.6 Ом.кв.мм/км, для стальных при токе
нагрузки 3-5 А P = 125-140 Ом.кв.мм/км;
F и F - сечения соответственно старого и нового проводов, кв. мм;
1 2
m - количество фаз в ответвлении; при однофазном ответвлении m = 1, при
трехфазном m = 3;
l- длина ответвления, км;
I - ток в ответвлении, А.

Допускается приближенная оценка снижения потерь при проведении мероприятия по
усредненной норме, приведенной в таблице 25, и по формуле

delta W = 0.006 x n тыс. кВт.ч,
п.2.4 отв

где n - планируемое количество заменяемых ответвлений.
отв
Производится расчет затрат (тыс. руб.) на внедрение мероприятия по замене ответвлений от ВЛ 0.38 кВ к зданиям. Расчет включает стоимость сырья и основных материалов, стоимость выполнения монтажных и наладочных работ, амортизацию, заработную плату и начисления на заработную плату, прочие расходы.

Мероприятие 2.5. Замена перегруженных, установка и ввод в эксплуатацию дополнительных силовых трансформаторов на действующих подстанциях.
При рассмотрении целесообразности замены или установки дополнительных трансформаторов необходимо руководствоваться ГОСТ 14209-69 "Трансформаторы и автотрансформаторы силовые масляные. Нагрузочная способность", а также следующими рекомендациями.
Замена перегруженных или ввод в работу дополнительных разгрузочных трансформаторов на подстанции производится, если коэффициент загрузки трансформаторов больше верхнего предела экономически целесообразной загрузки

B
K > K (45)
зl зl

B
Верхний предел загрузки K определяется по формуле
зl

/------------------------------------------
_ /(P - P ) х T З + (P + P ) x K
B \ / xl=1 xl эх sigma H зам
K = \ / --------------------------------------------- (46)
зl \/ 2
(P - K x P ) x tau g
kl вт kl+1 эк

где P и P - паспортные значения потерь соответственно холостого хода
x k
и короткого замыкания, кВт;
З и g - удельные замыкающие затраты на потери электроэнергии
эх эк
соответственно холостого хода и короткого замыкания, определяемые в
соответствии с формулой:

2
g = 1/100 х (А+В) х (К м/tau) руб./кВт.ч
эк

где А и В - коэффициенты
Км - отношение нагрузки элемента (района) сети в период максимальной нагрузки системы к наибольшей нагрузке элемента (района) сети.
При отсутствии информации о графике нагрузки элемента сети Км следует принимать по значениям, приведенным ниже:

Таблица 26
   ------------------T-------------T------------T-------------T-----------------¬

¦Номинальное ¦ 330-500¦ 110-220¦ 6-35¦ 0.38¦
¦напряжение ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦элемента сети, кВ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----------------+-------------+------------+-------------+-----------------+
¦Значение ¦ 0.95¦ 0.9¦ 0.85¦ 0.8¦
¦коэффициента ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L-----------------+-------------+------------+-------------+------------------


Значения коэффициентов А и В для сетей энергосистем

Таблица 27
   ----------T--------------------------------------------------------------------¬

¦ Объед. ¦ Значения коэффициентов А и В при номинальном напряжении сети ¦
¦ Энерго- ¦ ¦
¦ сист. ¦ ¦
¦ +-----------------T---------------T---------------T------------------+
¦ ¦ 330 кВ и выше ¦ 110-220 кВ ¦ 6-35 кВ ¦ 0.38 ¦
¦ +-------T---------+-------T-------+-------T-------+--------T---------+
¦ ¦ А ¦ В ¦ А ¦ В ¦ А ¦ В ¦ А ¦ В ¦
+---------+-------+---------+-------+-------+-------+-------+--------+---------+
¦Центр ¦ 0.87¦ 2680¦ 0.9¦ 3470¦ 0.97¦ 3880¦ 1.05¦ 4190¦
L---------+-------+---------+-------+-------+-------+-------+--------+----------


индекс 1 относится к заменяемому трансформатору, с l + I - к заменяющему большей мощности;

K - отношение номинальных мощностей S /S
вт Hl Hl+1
P = 0.12 - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений;
H
K - стоимость замены трансформаторов;
зам
При добавлении дополнительного трансформаторов значения P и P
kl xl
являются суммарными для всех трансформаторов, установленных до ввода
дополнительного, а P и P - то же после его ввода.
xl+1 kl+1
В результате замены перегруженного трансформатора или установки дополнительного происходит снижение нагрузочных потерь

2 2
delta W = (P - K x P ) x K x tau K тыс. кВт.ч (47)
k kl вт kl+1 зl n

и увеличение потерь холостого хода

delta W = (P - P ) x T тыс. кВт.ч, (48)
x xl+1 xl

где Т - продолжительность работы трансформатора, ч.
Суммарное снижение потерь электроэнергии составляет

delta W = delta W - delta W тыс. кВт.ч. (49)
k x

При отсутствии проектных расчетов планируемое снижение потерь от внедрения на подстанциях 6-10-110 кВ мероприятий 2.5 и 2.6 допускается рассчитывать ориентировочно по усредненным нормам, приведенным в таблице 25.

Мероприятие 2.6. Замена недогруженных силовых трансформаторов.
Замена недогруженного трансформатора трансформатором меньшей мощности производится, если прогнозируемый на 4-5 лет коэффициент его загрузки в режиме наибольших нагрузок меньше нижнего продела экономически целесообразных загрузок, а установка трансформатора меньшей мощности не приводит к его перегрузке в нормальном (а для двухтрансформаторных подстанций и более) режиме.
Первое условие записывается в виде

H
K < K , (50)
зl зl

а второе

K x K < K , (51)
HT зl СПl-1

H
где K , K -соответственно фактический и экономически целесообразный
з з
коэффициенты загрузки заменяемого трансформатора;
K - отношение номинальных мощностей трансформаторов;
HT
K - коэффициент допустимых систематических перегрузок трансформаторов.
СП
Индекс l относится к заменяемому трансформатору, а l-1 - к заменяющему
меньшей мощности.
Нижний предел экономически целесообразного коэффициента загрузки трансформатора при наличии в обменном фонде достаточного количества трансформаторов данной мощности определяется из условия минимума затрат на потери электроэнергии по формуле

/------------------------------------------
_ /(P - P ) х T З + (P + P ) x K
НП \ / xl xl-1 эх H sigma зам
K = \ / --------------------------------------------- (52)
зl \/ 2
(K x P - P ) x tau З
нт kl-1 kl эк

Н НП
В этом случае K = K
зl зl
При недостатке трансформаторов данной мощности для замены недогруженных или перегруженных трансформаторов нижний предел экономически целесообразного коэффициента загрузки должен быть увеличен

Н НП
K = 1.1 x K
зl зl

При замене недогруженных трансформаторов снижаются потери электроэнергии холостого хода

delta W = (P - P ) x T тыс. кВт.ч (53)
x xl xl-1

и увеличиваются нагрузочные потери

2 2
delta W = (K x P - P ) x K x tau x K тыс. кВт.ч (54)
k HT kl-1 kl зl П

Суммарное снижение потерь электроэнергии определяется по формуле

delta W = delta W - delta W тыс. кВт.ч (55)
x k

Производится расчет затрат (тыс. руб.) на внедрение мероприятия по замене недогруженных силовых трансформаторов. Расчет включает стоимость оборудования и материалов, стоимость выполнения монтажных и наладочных работ, амортизацию, заработную плату и отчисления на заработную плату, прочие расходы.

Мероприятие 2.13. Установка и ввод в работу компенсирующих устройств.
Мероприятие выполняется потребителями и является одним из самых эффективных по снижению потерь электроэнергии. Стимулирование установки компенсирующих устройств у потребителей производится энергосистемой.
Необходимая степень компенсации реактивной мощности потребителя и режимы работы установленных в его сетях выдается энергоснабжающей организацией.
Оснащенность сетей потребителей компенсирующими устройствами определяется соотношением

Q
k
Q = --- x 100% (56)
P
M

где Q - мощность компенсирующих устройств в сетях потребителей, тыс.
k
квар;
P - максимальная активная нагрузка энергосистемы (собственных
M
потребителей), МВт.
При правильном планировании значение Q должно ежегодно возрастать на
1.5-2.0%, причем в большей степени мощность компенсирующих устройств должна
увеличиваться у потребителей, удаленных от генерирующих узлов сети.
Планируемое снижение потерь определяется по формуле

n
delta № = Sigma gamma Q тыс. кВт.ч, (57)
П2.13 i=1 i KL

где gamma - средняя удельная эффективность конденсаторных батарей,
i
устанавливаемых в электрических сетях потребителей, получающих питание от
подстанций с высшим напряжением.
Если, например, конденсаторные батареи мощностью Q и Q
K110 K35
устанавливаются в электрических сетях потребителей, запитанных от подстанций
с высшим номинальным напряжением соответственно 110 и 35 Кв, то планируемое
снижение потерь определяется по формуле

delta W = 160 x Q + 190 x Q тыс. кВт.ч (58)
П2.13 K110 K35

В формуле (58) использованы средние значения эффективности конденсаторных батарей, 160 кВт.ч/квар - для БК у потребителей, питающихся от сети 110 кВ и 190 кВт.ч/квар - от сети 35 кВ.
Фактическое снижение потерь электроэнергии в электрических сетях энергосистемы определяется по той же методике, что и планируемое, но с учетом фактически установленных компенсирующих устройств у промышленных потребителей и реальных значений эффективности компенсации реактивной мощности в узлах сети данной энергосистемы.

Фактическое снижение потерь электроэнергии при выполнении мероприятий 2.7-2.10 определяется по формуле

delta W = delta W - delta W тыс. кВт.ч (59)
phi 1 2

где delta W и delta W - значения снижения потерь электроэнергии,
1 2
определяемые по формуле (9), если трансформатор с РПН, линейный регулятор или
вольтодобавочный трансформатор (ВДТ) устанавливаются в замкнутой сети, и по
формулам (19)-(21) для мероприятия 1.7, если трансформатор с РПН линейный
регулятор устанавливается в ЦП радиальной сети соответственно до и после
установки трансформаторов.
При этом следует учесть, что установка РПН в ЦП 10 кВ снижает потери не только в сети 10 кВ, но и в сети более высокого класса напряжения за счет расширения возможностей регулирования.
При отсутствии проектных расчетов и данных о фактической эффективности мероприятий для оценки планируемого снижения потерь при внедрении мероприятий 2.7-2.10 допускается пользоваться усредненными нормами, приведенными в таблице 21.

Мероприятия 2.11, 2.12 и 2.14 относятся, как правило к мероприятиям с сопутствующим снижением потерь электроэнергии. Целесообразность их внедрения оценивается на стадии проектирования и разработки схем их развития. Снижение потерь электроэнергии при подготовке отчетных данных о выполнении мероприятий определяется по формуле (40) с учетом изложенных рекомендаций.
При отсутствии проектных расчетов снижение потерь электроэнергии в электрических сетях при их переводе с 6 на 10 кВ и с 35 на 110 кВ допускается определять по усредненным нормам, приведенным в таблице 25.

Мероприятие 2.15. Установка и ввод в работу батарей конденсаторов для продольной компенсации.
Установка продольной компенсации (УПК) снижает индуктивное сопротивление
линии электропередачи X за счет включения емкостного сопротивления X в
L C
"рассечку линии" при этом активное сопротивление линии определяется по
формуле:

X = X - X , ом (60)
p L C

Снижение потерь электроэнергии в сети обуславливается двумя
составляющими: снижением потерь электроэнергии во внешней сети (до УПК)
delta W за счет снижения реактивной нагрузки, передаваемой по линии, и
BH
снижением потерь в сети после УПК delta W за счет повышения уровня в ней.
П
Суммарное снижение потерь электроэнергии в сети определяют по формуле
(9), рассчитав оптимальный режим электрической сети и соответствующие им
потери в исходной схеме (без УПК) и в схеме с дополнительным емкостным
сопротивлением Z = R + jX :
C C C

delta W = delta W + delta W кВт.ч. (61)
sigma BH П

Производится расчет затрат (тыс. руб.) на внедрения мероприятия по установке и вводу в работу батарей конденсаторов для продольной компенсации. Расчет включает стоимость сырья и применяемых материалов, стоимость выполнения монтажных и наладочных работ, амортизацию, зарплату и отчисления на заработанную плату, прочие затраты.

6. Расчет затрат на внедрение мероприятий
по снижению потерь электрической энергии

Все мероприятия по сокращению потерь электрической энергии, намеченные к включению в Программу снижения уровня потерь электроэнергии (таблицы 28, 29 и 30), по признаку состава видов капитальных вложений характеризуются как:
- мероприятия, реализация которых требует (обуславливает) создание новых основных фондов в виде дополнительных завершенных технологических элементов (линии электропередач, трансформаторные подстанции, и т.п.) эксплуатируемых электрических сетей регулируемой организации;
- мероприятия, реализация которых требует проведения капитального ремонта и/или реконструкции существующих технологических элементов эксплуатируемых электрических сетей регулируемой организации.
Согласно Федеральному закону "Об инвестиционной деятельности в Российской Федерации, осуществляемой в форме капитальных вложений" от 25.02.1999 № 39-ФЗ инвестициями являются денежные средства, ценные бумаги, иное имущество, в том числе имущественные права, иные права, имеющие денежную оценку, вкладываемые в объекты предпринимательской и/или иной деятельности в целях получения прибыли и/или достижения иного полезного эффекта.
Одним из основных направлений инвестиционного процесса являются капитальные вложения.
Капитальные вложения - инвестиции в основной капитал (электрические сети регулируемой организации), в том числе затраты финансовых, трудовых и материальных ресурсов на:
- новое строительство, расширение, реконструкцию, техническое перевооружение действующих электрических сетей;
- приобретение машин, оборудования, инструментов;
- проектно-изыскательские работы;
- другие затраты.
Затраты финансовых ресурсов на реализацию каждого мероприятия по сокращению потерь электрической энергии в электрических сетях расчитываются по формуле:

i i i i i
З = ЗП + ЗК + ЗКР + ЗР , (1)

где:
i
З - затраты финансовых ресурсов регулируемой организации на реализацию
i-го мероприятия по сокращению потерь электрической энергии в электрических
сетях, тыс. руб.;
i
ЗП - предпроизводственные затраты финансовых ресурсов регулируемой
организации, представляющие собой расходы на разработку i-го мероприятия по
сокращению потерь электроэнергии в электрических сетях. В предпроизводственные
затраты включаются расходы на научно-исследовательские и проектные работы по
i-му мероприятию, тыс. руб.;
i
ЗК - затраты финансовых ресурсов регулируемой организации в капитальные
вложения для реализации i-го мероприятия по снижению потерь электрической
энергии в электрических сетях, тыс. руб. Капитальные вложения включают затраты
на приобретение оборудования, механизмов и инвентаря, средств связи,
вспомогательного оборудования (с учетом затрат на транспортировку, монтаж,
наладку, пуск) и т.д., а также на строительство зданий и сооружений.
Кроме того, включают остаточную стоимость ликвидируемого оборудования, устройств, зданий, сооружений и стоимость высвобождаемого оборудования, устройств, зданий, сооружений, которые будут использованы при реализации i-го мероприятия.
Остаточная стоимость ликвидируемого (высвобождаемого) оборудования, устройств, зданий, сооружений рассчитывается по формуле:

alpha x T
i экс
K = K(1 - --------------), (2)
выс 100

где:
K - первоначальная стоимость ликвидируемого (высвобождаемого)
действующего оборудования, устройств, зданий, сооружений, тыс. руб.;
alpha - годовая норма амортизации, %;
T - длительность эксплуатации ликвидируемого (высвобождаемого)
экс
действующего производственного оборудования, устройств, зданий, сооружений,
тыс. руб.
i
ЗКР - затраты финансовых ресурсов регулируемой организации на капитальный
ремонт основных фондов при реализации i-го мероприятия по сокращению потерь
электрической энергии в электрических сетях, тыс. руб. При этом рекомендуется
считать, что при капитальном ремонте эксплуатируемых электрических сетей, на
которых реализуется i-е мероприятие, осуществляется полная разборка устройств
(оборудования), проверка и устранение повреждений составных частей или замену
их, сборку устройства (оборудования), его комплексную проверку, регулировку и
испытания. Затраты по капитальному ремонту не увеличивают первоначальной
стоимости основных фондов (ремонтируемых) и производятся за счет
амортизационного фонда.
i
ЗР - затраты финансовых ресурсов регулируемой организации на
реконструкцию электрических сетей при реализации i-го мероприятия по
сокращению потерь электрической энергии, тыс. руб. При этом коэффициент
обновления активной части (машин и оборудования основных фондов сетевого
хозяйства может достигать единицы, а пассивной их части (зданий, сооружений) -
не выше 0.4-0.5. Расчет производится также с учетом остаточной стоимости
ликвидируемого (высвобождаемого) оборудования, устройств, зданий, сооружений
по формуле (2).
Составляющие формулы (1) рассчитываются при разработке i-го мероприятия в соответствии с Методическими указаниями по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке, утвержденными Постановлением Федеральной энергетической комиссии Российской Федерации от 31 июля 2002 г. № 49-э/8, разделами:
III. Формирование тарифов на электрическую и тепловую энергию на потребительском рынке;
IV. Основные методические положения по формированию регулируемых тарифов (цен);
V. Расчет расходов, относимых на регулируемые виды деятельности;
IX. Расчет тарифа (платы) за услуги по передаче электрической энергии по региональным электрическим сетям.
В материалах, установленных п. 63 настоящего раздела, следует отдельной строкой в соответствующих таблицах выделить показатели (технические и финансовые) по каждому мероприятию по сокращению потерь электрической энергии принятому в Бизнес-плане с соответствующей ему индексацией, принятой в Бизнес-плане.
Например в таблице № П 1.3. Методических указаний:
Расчет технологического расхода электрической энергии (потерь) в электрических сетях

Таблица 28
   ----T-------------------------T-----T--------------------T-----------------------¬

¦ № ¦ Показатели ¦ Ед. ¦ Базовый период ¦ Период регулирования ¦
¦п/п¦ ¦изм. ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ +-----T----T----T----+---T---T---T---T---T---+
¦ ¦ ¦ ¦Всего¦ ВН ¦ СН1¦ СН2¦ НН¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---+-------------------------+-----+-----+----+----+----+---+---+---+---+---+---+
¦ 1¦ 2¦ 3¦ 4¦ 5¦ 6¦ 7¦ 8¦ 9¦ 10¦ 11¦ 12¦ 13¦
+---+-------------------------+-----+-----+----+----+----+---+---+---+---+---+---+
¦ 1.¦ Технические потери ¦млн.к¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦Вт.ч ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---+-------------------------+-----+-----+----+----+----+---+---+---+---+---+---+
¦ ¦в.т. числе при внедрении ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦мероприятия 2.5 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---+-------------------------+-----+-----+----+----+----+---+---+---+---+---+---+
¦1.1¦Потери холостого хода в ¦млн.к¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦трансформаторах ¦Вт.ч ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---+-------------------------+-----+-----+----+----+----+---+---+---+---+---+---+
¦ ¦в.т. числе при внедрении ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦мероприятия 2.5 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---+-------------------------+-----+-----+----+----+----+---+---+---+---+---+---+
¦1.2¦Суммарная мощность ¦млн.к¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦трансформаторов ¦Вт.ч ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---+-------------------------+-----+-----+----+----+----+---+---+---+---+---+---+
¦ ¦в.т. числе при внедрении ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦мероприятия 2.5 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---+-------------------------+-----+-----+----+----+----+---+---+---+---+---+---+
¦ ¦ И т.д.¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L---+-------------------------+-----+-----+----+----+----+---+---+---+---+---+----


Аналогичные дополнения включаются в каждую таблицу предусмотренные п.63, в которой имеются показатели, изменяющиеся при реализации каждого мероприятия по снижению потерь электрической энергии в сетях регулируемой организации.
При этом показатели затрат финансовых ресурсов для реализации мероприятия по снижению потерь электрической энергии (таблицы N№ П 1.15; П 1.17; П 1.18.2; П 1.20; П 1.20.3; П 1.21.3; П 1.24; П 1.25; П 1.27; П 2.1) вносятся на основании расчетов экономической эффективности инвестиций для реализации мероприятия по снижению потерь электрической энергии, выполненных в соответствии с разделом настоящего методического пособия.
Для выполнения расчетов экономической эффективности мероприятия по
снижению потерь электрической энергии необходимо рассчитанный по формуле
i
(1) объем финансовых затрат по каждому мероприятию (З ) распределить по
возможным источникам финансирования инвестиций (формула 3)

спэ аморт приб цф спрс Бк зпо эко ба вбф зпрс
Sigma И = И + И + И + И + И + И + И + И + И + И ; (3)
   ----------    
   --------   
   ----------------------------------

ВНУТРЕННИЕ ВНЕШНИЕ ЗАЕМНЫЕ СРЕДСТВА
ИСТОЧНИКИ ИСТОЧНИКИ
   --------------------------

СОБСТВЕННЫЕ СРЕДСТВА

где:
аморт
И - амортизация основных фондов и нематериальных активов, тыс. руб.;
приб
И - прибыль, тыс. руб.;
цф
И - целевые финансирование и поступления, тыс. руб.;
спрс
И - прочие собственные средства, тыс. руб.;
Бк
И - банковские кредиты, тыс. руб.;
зпо
И - займы прочих организаций, тыс. руб.;
эко
И - средства, полученные за счет эмиссии корпоративных облигаций,
тыс. руб.;
ба
И - бюджетные ассигнования, тыс. руб.;
вбф
И - средства внебюджетных фондов, тыс. руб.;
зпрс
И - прочие заемные средства, тыс. руб.
При этом, регулируемая организация должна первоначально максимально возможно использовать собственные финансовые средства в общей потребности финансовых ресурсов для реализации каждого мероприятия по снижению потерь электрической энергии.
Учитывая, что каждый источник инвестиции обуславливает свои требования представления финансовых ресурсов, следует выполнить оценку структуры инвестиции, намеченной для реализации мероприятия по снижению потерь электрической энергии (таблица 29).
Расчеты по оценке структуры инвестиции конкретного мероприятия по снижению потерь электрической энергии выполняются только в случае одновременного привлечения собственных и заемных средств. Этот подход распространяется на Программу "БИЗНЕС-ПЛАН по снижению потерь электрической энергии в электрических сетях".
Показатели, принимаемые для оценки структуры инвестиции как отдельного мероприятия, так и программы "БИЗНЕС-ПЛАН по снижению потерь электрической энергии в электрических сетях", в целом не могут применяться для оценки экономической эффективности инвестиции (см. раздел 7).

Таблица 29
   ----T------------------------------T-----------------------------------------------------¬

¦ № ¦ Показатели ¦ Структура инвестиции, % (ЗС / СС) ¦
¦п\п¦ ¦ ¦
¦ ¦ +------T-------T-------T-------T-------T-------T------+
¦ ¦ ¦ 0/100¦ 20/80¦ 40/60¦ 50/50¦ 60/40¦ 80/20¦ 100/0¦
+---+------------------------------+------+-------+-------+-------+-------+-------+------+
¦ 1¦ 2¦ 3¦ 4¦ 5¦ 6¦ 7¦ 8¦ 9¦
+---+------------------------------+------+-------+-------+-------+-------+-------+------+
¦ ¦ Исходные данные для оценки структуры инвестиций: ¦
+---+------------------------------T------T-------T-------T-------T-------T-------T------+
¦ 1.¦Общая потребность в¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦инвестиции из всех источников¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ спэ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦финансирования (Sigma И ), ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ тыс. руб. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---+------------------------------+------+-------+-------+-------+-------+-------+------+
¦ 2.¦Объем инвестиций за счет¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦собственных средств, тыс. руб.¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---+------------------------------+------+-------+-------+-------+-------+-------+------+
¦ 3.¦Объем инвестиций за счет¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦заемных средств, тыс. руб. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---+------------------------------+------+-------+-------+-------+-------+-------+------+
¦ 4.¦ <*> Ставка рентабельности¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦капитала на финансовом рынке,¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦тыс. руб. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---+------------------------------+------+-------+-------+-------+-------+-------+------+
¦ 5.¦ <*> Средневзвешенная ставка¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦процента заемных средств, в¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦долях единицы. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---+------------------------------+------+-------+-------+-------+-------+-------+------+
¦ 6.¦ <*> Годовая величина прибыли¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦регулируемой организации до¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦налогообложения и выплаты¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦процентов, тыс. руб. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---+------------------------------+------+-------+-------+-------+-------+-------+------+
¦ 7.¦ <*> Ставка налога и прочих¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦отчислений с прибыли, в долях¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦единицы. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---+------------------------------+------+-------+-------+-------+-------+-------+------+
¦ ¦ Аналитические показатели ¦
+---+------------------------------T------T-------T-------T-------T-------T-------T------+
¦ 8.¦Рентабельность собственных¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦средств ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦([стр.6-стр.5*стр.3]*[1-стр.7]¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦:стр.2), в долях единицы ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---+------------------------------+------+-------+-------+-------+-------+-------+------+
¦ 9.¦Уровень финансового рынка ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦([стр.5-стр.4]*стр.3:стр.1), ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦в долях единицы ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---+------------------------------+------+-------+-------+-------+-------+-------+------+
¦10.¦Показатель ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦"рентабельность-риск" ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦(стр.8:стр.9), в долях единицы¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---+------------------------------+------+-------+-------+-------+-------+-------+------+
¦11.¦Срок окупаемости инвестиции ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦(стр.1:[стр.6-стр.5*стр.3]*[1-¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦стр.7]), лет ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L---+------------------------------+------+-------+-------+-------+-------+-------+-------


   ------------------------------------

<*> Стр.4. Ставка рентабельности капитала на финансовом рынке - принимается на уровне процентной ставки Центрального банка Российской Федерации;
<*> Стр.5. Средневзвешенная ставка процента заемных средств - рассчитывается с учетом объемов заемных средств и соответствующих процентных ставок кредитов;
<*> Стр.6. Годовая величина прибыли регулируемой организации до налогообложения и выплаты процентов - прогнозируется организацией на расчетный год (период привлечения инвестиции для мероприятий по снижению потерь электрической энергии);
<*> Стр.7. Ставка налога и прочих отчислений с прибыли регулируемой организации - рассчитывается на основании действующих нормативно-правовых актов.

По максимуму показателя "рентабельность - риск" (стр.10) и минимуму срока окупаемости (стр.11) с учетом тенденции изменения показателей рентабельности собственного капитала (стр.8) и уровня финансового рынка (стр.9) из таблицы - определяется эффективная структура инвестиции - комбинация заемных и собственных средств для финансирования мероприятия и в целом Программы по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях.

7. Оценка экономической эффективности мероприятий
по снижению потерь электрической энергии при ее передаче
по электрическим сетям

7.1. Расчет чистого приведенного эффекта (NPV) (Net Present Volue)

Экономическая сущность показателя - чистый приведенный эффект (NPV) заключается в сопоставлении величины исходной (первоначальной) инвестиции (ИИ) с общей суммой дисконтированных денежных доходов, получаемых от реализации конкретного мероприятия по снижению потерь электрической энергии в электрических сетях.
Расчет чистого приведенного эффекта инвестиций, намеченного для реализации мероприятия по снижению потерь электрической энергии, выполняется по формуле:

Д
n
NPV = Sigma -------- - ИИ; (4)
n n
(1 + r)

где: Д - денежные доходы, получаемые регулируемой организацией в году n
n
от реализации мероприятия по снижению потерь электрической энергии при ее
передаче по электрическим сетям, тыс. руб.;
ИИ - объем исходных (первоначальных) инвестиций, обеспечивающих реализацию мероприятий по снижению потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям, тыс. руб.;
n - количество лет;
r - коэффициент дисконтирования.
Экономический смысл дисконтирования заключается во временном упорядочении денежных потоков различных временных периодов.
Коэффициент дисконтирования показывает, какой ежегодный процент возврата хочет или может иметь инвестор или инвестируемый капитал. При оценке инвестиционных проектов, как правило, коэффициент дисконтирования принимается на уровне процентной ставки.
Процентная ставка - это величина платы за ссужаемые денежные или материальные средства, выплачиваемые ссудополучателем (заемщиком) ссудодателю (кредитору).
Первая составляющая формулы (1) есть общая накопленная величина дисконтированных доходов:

Д
n
PV = Sigma --------; (5)
n n
(1 + r)

Если при реализации мероприятия по снижению потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям, инвестирование осуществляется последовательно в течение нескольких лет, то величина чистого приведенного эффекта рассчитывается по формуле:

Д ИИ
k n m j
NPV = Sigma -------- - Sigma ---------; (6)
n=1 n j=0 j
(1 + r) (1 + i)

Где: m - период инвестирования финансовых ресурсов при реализации мероприятия по снижению потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям, лет;
i - прогнозируемый средний уровень инфляции. Ее величина может приниматься по прогнозным показателям инфляции, регулярно выполняемым Министерством экономического развития и торговли России.
Показатель чистого приведенного экономического эффекта (NPV) рассчитывается с обязательным прогнозированием по годам всех доходов регулируемой организации, как производственного, так и непроизводственного характера, которые могут быть связаны с реализацией конкретного мероприятия по снижению потерь электрической энергии при передаче ее по электрическим сетям. Например, экономия оборотных средств, сокращение кредиторской задолженности, поступление средств от реализации ликвидируемого (высвобождаемого) оборудования, устройств, зданий, сооружений и т.п. Такие доходы учитываются в составе доходов соответствующего периода (Дn).
Экономическая сущность показателя чистого приведенного эффекта позволяет суммировать его значения совокупности различных мероприятий по снижению потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям, предлагаемых в целом по Бизнес-плану и конкретно для каждого периода государственного регулирования тарифа (платы) за услуги по передаче электрической энергии по региональным электрическим сетям.
Рассчитанные по формулам (4) и (6) величины чистого приведенного эффекта анализируются и если:
NPV > 0, то мероприятие по снижению потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям включается в Бизнес-план, и соответственно, величина расходов на его реализацию включается регулируемой организацией в предложения при расчете тарифов (платы) за услуги по передаче электрической энергии в регулируемом периоде;
NPV < 0, то мероприятие по снижению потерь электрической энергии при передаче по электрическим сетям снимается с рассмотрения для доработки;
NPV = 0, то решение по целесообразности реализации данного мероприятия по снижению потерь электрической энергии при передаче по электрическим сетям принимается положительное только с учетом значения данного мероприятия для всего Бизнес-плана и при условии, что в целом по Бизнес-плану и в регулируемом году NPV > 0.

7.2. Расчет индекса рентабельности инвестиции (PI) (Profitability Index)

Экономическая сущность показателя - индекс рентабельности инвестиции (PI) заключается в индикативности (характеристике) отношений общей суммы дисконтированных чистых денежных доходов от реализации мероприятий по снижению потерь электрической энергии и исходной (первоначальной) величины инвестиции.
Расчет индекса рентабельности инвестиции, намеченной для реализации мероприятия по снижению потерь электрической энергии, выполняется по формуле:

Д
n
PI = Sigma -------- / ИИ; (7)
n n
(1 + r)

где: Д - денежные доходы, получаемые регулируемой организацией в году n
n
от реализации мероприятия по снижению потерь электрической энергии при ее
передаче по электрическим сетям, тыс. руб.;
ИИ - объем исходных (первоначальных) инвестиций, обеспечивающих реализацию мероприятий по снижению потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям, тыс. руб.;
n - количество лет;
r - коэффициент дисконтирования.
Если при реализации мероприятия по снижению потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям инвестирование осуществляется последовательно в течении ряда лет, то индекс рентабельности инвестиции рассчитывается по формуле:

Д ИИ
k n m j
PI = Sigma -------- / Sigma ---------; (8)
n+1 n j=0 j
(1 + r) (1 + i)

где: m - период инвестирования финансовых ресурсов при реализации мероприятия по снижению потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям, лет;
i - прогнозируемый средний уровень инфляции. Ее величина может приниматься по прогнозным показателям инфляции, регулярно выполняемым Министерством экономического развития и торговли России.
Рассчитанная по формулам (7) и (8) величина индекса рентабельности инвестиции анализируется и если:
PI > 1, то мероприятие по снижению потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям включается в Бизнес-план, и соответственно величина расходов на его реализацию включается регулируемой организацией в предложения при расчете тарифов (платы) за услуги по передаче электрической энергии в регулируемом периоде;
PI < 1, то мероприятие по снижению потерь электрической энергии при передаче по электрическим сетям снимается с рассмотрения для доработки;
PI = 1, то решение по целесообразности реализации данного мероприятия по снижению потерь электрической энергии при передаче по электрическим сетям в Бизнес-план принимается только с учетом других показателей оценки инвестиции данного мероприятия.

7.3. Расчет внутренней нормы прибыли инвестиции (IRR) (Internal Rate of Return)

Экономическая сущность показателя внутренняя норма прибыли инвестиции (IRR) заключается в оценке максимально допустимого для регулируемой организации расхода инвестиции на реализацию конкретного мероприятия по снижению потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям.
Так, если необходимые инвестиции оцениваются только за счет ссуды коммерческого банка, то рассчитанная внутренняя норма прибыли будет соответствовать уровню банковской кредитной ставки, превышение которой сделает процесс инвестирования в конкретное мероприятие убыточным.
В общем случае регулируемая организация, инвестируя мероприятие по снижению потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям, обращается к различным источникам финансирования. При этом, за пользование финансовыми ресурсами организация уплачивает вознаграждения, дивиденды, проценты и т.п., или обоснованные расходы за пользование авансируемым капиталом. Таким образом общая сумма расходов по оплате цены пользования финансовыми ресурсами каждого источника финансовых средств составляет цену авансированного капитала (СС).
Экономическая сущность показателя - цена авансированного капитала заключается в установлении сложившегося в регулируемой организации уровня рентабельности инвестиции любого мероприятия по снижению потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям.
Расчет внутренней нормы прибыли инвестиции для реализации мероприятия по снижению потерь электрической энергии выполняется по формуле:

f(r )
1
IRR = r + -------------- x (r - r ); (9)
1 f(r ) - f(r ) 2 1
1 2

Где:
r - значение табулированного значения коэффициента дисконтирования, при
1
котором f(r ) > 0 (f(r ) < 0);
1 1
r - значение табулированного значения коэффициента дисконтирования, при
2
котором f(r ) < 0 (f(r ) > 0);
2 2
При расчете по формуле (6) с помощью таблицы (приложение) выбираются два
значения коэффициента дисконтирования r < r , таким образом, чтобы функция
1 2
NPV = f(r) в интервале (r ,r ) меняла свое значение с "+" на "- " или с "- "
1 2
на "+". Тогда расчет формулы (9) выполняется по формуле:

NPV
1
IRR = r + ------------- x (r - r ) (10)
1 NPV - NPV 2 1
1 2

Расчет цены авансированного капитала выполняется по формуле:

CC = Sigma k x d (11)
i i i

где: k - цена i-го источника финансовых средств регулируемой организации
i
для инвестиций в мероприятия по снижению потерь электроэнергии, %;
d - удельный вес i-го источника финансовых средств регулируемой
i
организации в общей их сумме, %.

При этом, регулируемая организация должна провести учетную оценку источников средств ( тыс. руб.):
- заемных, краткосрочных
долгосрочных;
- обыкновенных акций + акционерный
- привилегированных акций + капитал;
- отложенной прибыли (фонды собственных средств и нераспределенная прибыль);
и их цену, как кредитную ставку.
Если регулируемая организация не является акционерным обществом, то цена авансированного капитала в % рассчитывается как отношение доходов энергоснабжающей организации от регулируемой деятельности, включая финансирование из бюджетов всех уровней, в том числе на компенсацию разницы между экономически обоснованными тарифами и действующими тарифами, и на предоставление отдельным категориям граждан льгот и субсидий на оплату жилищно-коммунальных услуг, к общей сумме авансированного капитала.
Для обоснования объема доходов от регулируемой деятельности энергоснабжающая организация представляет необходимые подтверждающие документы (бухгалтерская и статистическая отчетность), в том числе расшифровку внереализационных доходов.
При этом уровень стоимости авансированного капитала не может превышать 15%.
В случае же превышения этого уровня экономическая целесообразность мероприятия по сокращению потерь энергии в электрических сетях рассматривается РЭК Астраханской области с учетом дополнительно представленных материалов технической и экономической целесообразности.
Таким образом, анализируя значения показателей: уровень внутренней рентабельности (9) и цены авансированного капитала (11), рассчитанных для инвестиций конкретного мероприятия по снижению потерь электрической энергии, если:
IRR > CC, то мероприятие по снижению потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям включается в Бизнес-план, и соответственно величина расходов на его реализацию включаются в предложение при расчете тарифов (платы за услуги по передаче электроэнергии) в регулируемом периоде;
IRR < CC, то мероприятие по снижению потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям снимается с рассмотрения для доработки;
IRR = CC, то решение по целесообразности включения мероприятия по снижению потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям в Бизнес-план принимается только с учетом оценки эффективности структуры по источникам инвестиции регулируемой организации.

7.4. Определение срока окупаемости инвестиций (РР) (Payback Period)

Общая формула расчета показателя срока окупаемости инвестиций:

n
PP = min , при котором Sigma P > ИИ, (12)
n k=1 k

где: P - денежные доходы, получаемые регулируемой организацией от
k
реализации мероприятия по снижению потерь электрической энергии в течении n
лет, тыс. руб. Порядок расчета P аналогичен Д
k n
ИИ - объем инвестиций, обеспечивающий реализацию мероприятия по снижению
потерь электрической энергии, тыс. руб.

Применение формулы (12) не предполагает временной упорядоченности
денежных доходов (P ). Поэтому, если денежные доходы от реализации мероприятия
k
по снижению потерь электрической энергии распределены равномерно по годам, то
срок окупаемости (PP) рассчитывается делением объема инвестиций (ИИ) на
величину годового дохода от них. Если денежные доходы распределены по годам
неравномерно, то срок окупаемости рассчитывается прямым подсчетом числа лет,
сумма денежных доходов, за которые погасят инвестицию (ИИ).
При получении дробного числа лет оно округляется в сторону увеличения до ближайшего целого значения.
Применяемые для оценки эффективности инвестиции показатели NPV (4), PI (7), IRR (10) и СС (11) имеют экономические взаимосвязи:
если NPV > 0, то одновременно IRR > CC и PI > 1;
если NPV < 0, то одновременно IRR < CC и PI < 1;
если NPV = 0, то одновременно IRR = CC и PI = 1.
ПРИМЕР РАСЧЕТА:
Оценка экономической эффективности мероприятия по снижению потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям.
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________

1. Общая технико-экономическая характеристика мероприятия
1.1. Проектная документация выполнена_________________________
1.2. Объем инвестиций составляет 9200 тыс. руб.;
1.3. Срок эксплуатации проекта 5 лет;
1.4. Износ на оборудование начисляется по методу прямолинейной амортизации - 15% годовых;
1.5. Учитывая, что ликвидационной стоимости оборудования будет достаточно для покрытия расходов на демонтаж старого оборудования, то вся инвестиция идет на новое оборудование (линию);
1.6. Выручка за услуги от передаче электроэнергии по новой линии по годам ввода (тыс. руб.): 6800, 7400, 8200, 8000, 6000;
1.7. Текущие расходы на эксплуатацию нового оборудования (линии): 3400 тыс. руб. в первый год с последующим ежегодным ростом их на 3%;
1.8. Ставка налога на прибыль 20%;
1.9. Допустимый срок окупаемости инвестиции 4 года;
1.10. Цена авансированного капитала 19%.
2. Расчет исходных показателей:

Таблица 30
   ------T------------------------------T--------------------------------------------¬

¦№ п/п¦ Показатели ¦ годы ¦
¦ ¦ +--------T--------T--------T--------T--------+
¦ ¦ ¦ 1-й ¦ 2-й ¦ 3-й ¦ 4-й ¦ 5-й ¦
+-----+------------------------------+--------+--------+--------+--------+--------+
¦ 1.¦Объем реализации (выручка) ¦ 6800¦ 7400¦ 8200¦ 8000¦ 6000¦
+-----+------------------------------+--------+--------+--------+--------+--------+
¦ 2.¦Текущие расходы ¦ 3400¦ 3502¦ 3607¦ 3705¦ 3827¦
+-----+------------------------------+--------+--------+--------+--------+--------+
¦ 3.¦Амортизация ¦ 750¦ 750¦ 750¦ 750¦ 750¦
+-----+------------------------------+--------+--------+--------+--------+--------+
¦ 4.¦Налогооблагаемая прибыль ¦ 2650¦ 3148¦ 3843¦ 3535¦ 1423¦
+-----+------------------------------+--------+--------+--------+--------+--------+
¦ 5.¦Налог на прибыль ¦ 530¦ 630¦ 769¦ 707¦ 285¦
+-----+------------------------------+--------+--------+--------+--------+--------+
¦ 6.¦Чистая прибыль ¦ 2120¦ 2518¦ 3074¦ 3828¦ 1138¦
+-----+------------------------------+--------+--------+--------+--------+--------+
¦ 7.¦Чистые денежные поступления ¦ 2870¦ 3268¦ 3824¦ 3578¦ 1888¦
¦ ¦стр.1- (стр.2+стр.5) = стр.7 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L-----+------------------------------+--------+--------+--------+--------+---------


3. Расчет показателей эффективности инвестиций:
3.1. Расчет чистого приведенного эффекта (1)

Д
n
NPV = Sigma ------- - ИИ = -9200 + 2870 x 0.840 + 3268 x 0.706 +
n n
(1 + r)

+ 3824 x 0.593 + 3578 x 0.499 + 1888 x 0.419 = -9200 + 2411 + 2307 + 2268 +
+ 1785 + 762 = -9200 + 9533 = +333 тыс. руб.

При расчете по формуле:
Д - чистые денежные поступления по годам (стр.7 в таблице 30);
n
r - коэффициент дисконтирования, r = 19% (п.1.10 в разделе 1);
1
   -------- определяется по приложению ( 6 );

n
(1 + r)
ИИ - объем инвестиций 9200 тыс. руб. (п. 1.2. в разделе 1).

3.2. Расчет индекса рентабельности инвестиции (4)

Д
n
PI= Sigma -------- /ИИ =
n n
(1 + r)

2870 x 0.840 3268 + 0.706
= ------------ + ------------ +
9200 9200

3824 x 0.593 3578 x 0.499 1888 x 0.409
+ ------------ + ------------ + ------------ = 0.26 + 0.25 + 0.25 + 0.19 + 0.08 = 1.03
9200 9200 9200

3.3. Расчет внутренней нормы прибыли инвестиции (7):

f(r )
1
IRR = r + ------------- x (r - r )
1 f(r ) - f(r ) 2 1
1 2

Для расчетов по данной формуле составим таблицу исходных данных

Таблица 31
   ------T-----------T----------------T-----------------T-----------------T------------¬

¦ год ¦ Чистые ¦ Расчет 1 ¦ Расчет 2 ¦ Расчет 3 ¦ Расчет 4 ¦
¦ ¦ денежные ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ поступле- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ния, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ млн. руб.+--------T-------+--------T--------+--------T--------+-----T------+
¦ ¦ ¦ r=10% ¦ PV ¦ r=20% ¦ PV ¦ r=30% ¦ PV ¦r= % ¦ PV ¦
¦ ¦ ¦ ¦ млн. ¦ ¦ млн. ¦ ¦ млн. ¦ ¦ млн. ¦
¦ ¦ ¦ ¦ руб. ¦ ¦ руб. ¦ ¦ руб. ¦ ¦ Руб. ¦
+-----+-----------+--------+-------+--------+--------+--------+--------+-----+------+
¦ 0¦ -9.2¦ 1.0¦ -9.2¦ 1.0¦ -9.2¦ 1.0¦ -9.2¦ ¦ ¦
+-----+-----------+--------+-------+--------+--------+--------+--------+-----+------+
¦ 1¦ 2.9¦ 0.909¦ 2.6¦ 0.833¦ 2.4¦ 0.769¦ 2.2¦ ¦ ¦
+-----+-----------+--------+-------+--------+--------+--------+--------+-----+------+
¦ 2¦ 3.3¦ 0.826¦ 2.7¦ 0.694¦ 2.3¦ 0.592¦ 1.9¦ ¦ ¦
+-----+-----------+--------+-------+--------+--------+--------+--------+-----+------+
¦ 3¦ 3.8¦ 0.751¦ 2.8¦ 0.579¦ 2.2¦ 0.455¦ 1.7¦ ¦ ¦
+-----+-----------+--------+-------+--------+--------+--------+--------+-----+------+
¦ 4¦ 3.6¦ 0.683¦ 2.4¦ 0.482¦ 1.7¦ 0.350¦ 1.3¦ ¦ ¦
+-----+-----------+--------+-------+--------+--------+--------+--------+-----+------+
¦ 5¦ 1.9¦ 0.621¦ 1.2¦ 0.402¦ 0.8¦ 0.269¦ 0.5¦ ¦ ¦
L-----+-----------+--------+-------+--------+--------+--------+--------+-----+-------

+2.5 +0.2 -1.6

Из данной таблицы 31:

r = 20%; r = 30%;
1 2

f(r ) = PV = + 0.2; f(r ) = PV = -1.6;
1 1 2 1

Выполняем расчет по формуле:

0.2
IRR = 20% + ------------ x (20% - 10%) = 20% + 12% = 32%
0.2 - (-1.6)

Определяем цену авансированного капитала регулируемой организации (8)

CC = Sigma k x d
i i i

Для расчетов по данной формуле составим таблицу исходных данных

Таблица 32
   ------T------------------------------T-----------------T------------T------------¬

¦№ п/п¦ Источник финансовых средств ¦ Учетная оценка ¦ Доля d % ¦ Доля k % ¦
¦ ¦ ¦ тыс. руб. ¦ i ¦ i ¦
+-----+------------------------------+-----------------+------------+------------+
¦ 1.¦Заемные: ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦краткосрочные <*> ¦ 6000 <*>¦ 31.6 <*>¦ 12.0 <*>¦
¦ ¦долгосрочные ¦ 2000¦ 10.5¦ 9.0¦
+-----+------------------------------+-----------------+------------+------------+
¦ 2.¦Обыкновенные акции ¦ 7000¦ 36.8¦ 16.0¦
+-----+------------------------------+-----------------+------------+------------+
¦ 3.¦Привилегированные акции ¦ 3000¦ 15.8¦ 11.0¦
+-----+------------------------------+-----------------+------------+------------+
¦ 4.¦Нераспределенная прибыль ¦ 1000¦ 5.3¦ 15.5¦
+-----+------------------------------+-----------------+------------+------------+
¦ ¦ Всего:¦ 19000¦ 100.0¦ ¦
L-----+------------------------------+-----------------+------------+-------------


   ------------------------------------

<*> При расчете цены авансированного капитала источник краткосрочных финансовых средств не участвуют. Отсюда:

СС = 0.01 (9.0 х 15.4 + 16.0 х 53.8 + 23.1 х 11.0 + 15.5 х 7.7) = 13.7%

3.4. Определение срока окупаемости инвестиции (9)
На основании таблицы 30 срок окупаемости равен 3 годам, т.к. сумма чистых денежных поступлений за этот период (2870 + 3268 + 3824 = 9962 тыс. руб. превышает объем инвестиций (9200 тыс. руб.)).
4. Анализ рассчитанных показателей эффективности инвестиции
4.1. Чистый приведенный эффект инвестиции

NPV = +333 тыс. руб.

4.2. Индекс рентабельности инвестиции

PI = 1.03 => 1.

4.2. Внутренняя норма прибыли инвестиции

IRR = 32% > CC = 13.7%

4.3. Срок окупаемости инвестиции

РР = 3 года.



ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕРОПРИЯТИЙ
ПО СОКРАЩЕНИЮ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ ПРИ ЕЕ ПЕРЕДАЧЕ
ПО ЭЛЕКТРИЧЕСКИМ СЕТЯМ _________________________

Таблица 33
тыс. руб.
   -------T-----------------T-------------T---------------T-------------------------------------------------------------------¬

¦ ¦ ¦ ¦ ¦ Расчет экономической эффективности планируемых мероприятий <****> ¦
¦ № п/п¦ Наименование ¦ Планируемый ¦ Затраты на ¦ ¦
¦ ¦ мероприятия <*> ¦ результат ¦внедрение <***>¦ ¦
¦ ¦ ¦ <**> ¦ (Объем ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ инвестиций, ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦обеспечивающий ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ реализацию) ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ +--------T-----------T------------T----------T--------T-------------+
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ Чистый ¦ Индекс ¦ Внутренняя ¦ Цена ¦ Срок ¦ Заключение ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ приве- ¦ рентабель-¦ норма ¦ авансиру-¦ окупае-¦ об ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ денный ¦ ности ¦ прибыли ¦ емого ¦ мости ¦ экономичес- ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ эффект ¦инвестиций ¦ инвестиций ¦ капитала ¦инвести-¦ кой ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ (NPV) ¦ (PI) ¦ (IRR) ¦ (СС) ¦ ций ¦ эффективно- ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ (РР) ¦ сти ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ мероприятия ¦
¦ ¦ +------T------¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ тыс. ¦ Тыс. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦кВт.ч ¦ руб. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+------+-----------------+------+------+---------------+--------+-----------+------------+----------+--------+-------------+
¦ 1.¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+------+-----------------+------+------+---------------+--------+-----------+------------+----------+--------+-------------+
¦ 2.¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+------+-----------------+------+------+---------------+--------+-----------+------------+----------+--------+-------------+
¦и т.д.¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L------+-----------------+------+------+---------------+--------+-----------+------------+----------+--------+--------------


   ------------------------------------

<*> - из типового перечня мероприятий ("Инструкция по снижению потерь технологического расхода электрической энергии на передачу по электрическим сетям энергосистем и энергообъединений" И 34-70-028-86);
<**> - рассчитывается согласно раздела 5 "Инструкция по снижению потерь технологического расхода электрической энергии на передачу по электрическим сетям энергосистем и энергообъединений" И 34-70-028-86);
<***> - выполняется согласно раздела 4 настоящего бизнес-плана, при этом показатели затрат финансовых ресурсов для реализации мероприятий по снижению потерь электрической энергии на расчетный период вносятся в N№ П.1.15; П.1.17; П.1.18.2; П.1.20; П.1.20.3; П.1.21.3; П.1.24; П.1.25; П.1.27; П.2.1 Методических указаний по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке, утвержденных Постановлением ФЭК России от 31.07.2002 № 49-э/8;
<****> - выполняется в соответствии с рекомендациями раздела 5 настоящего бизнес-плана.



a
Дисконтирующий множитель FM 2(r, n) = 1/(1+r)

Таблица 34
   ------T-----T-----T-----T-----T-----T-----T-----T-----T-----T-----T-----T-----T-----T-----T-----T-----T-----T-----T-----T-----T-----T-----T-----¬

¦ \ r ¦ 1%¦ 2%¦ 3%¦ 4%¦ 5%¦ 6%¦ 7%¦ 8%¦ 9%¦ 10%¦ 11%¦ 12%¦ 13%¦ 14%¦ 15%¦ 16%¦ 17%¦ 18%¦ 19%¦ 20%¦ 25%¦ 30%¦ 35%¦
¦n \ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+
¦ 1¦0.990¦0.980¦0.971¦0.962¦0.952¦0.943¦0.935¦0.926¦0.917¦0.909¦0.901¦0.891¦0.885¦0.877¦0.870¦0.862¦0.855¦0.847¦0.840¦0.833¦0.800¦0.769¦0.741¦
+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+
¦ 2¦0.980¦0.961¦0.943¦0.925¦0.907¦0.890¦0.871¦0.847¦0.842¦0.826¦0.812¦0.797¦0.783¦0.769¦0.756¦0.743¦0.711¦0.718¦0.706¦0.694¦0.640¦0.592¦0.549¦
+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+
¦ 3¦0.971¦0.942¦0.915¦0.889¦0.864¦0.840¦0.816¦0.794¦0.772¦0.751¦0.731¦0.712¦0.693¦0.675¦0.658¦0.641¦0.624¦0.609¦0.593¦0.579¦0.512¦0.455¦0.406¦
+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+
¦ 4¦0.961¦0.924¦0.888¦0.855¦0.823¦0.792¦0.763¦0.735¦0.708¦0.081¦0.659¦0.636¦0.613¦0.592¦0.572¦0.552¦0.534¦0.516¦0.499¦0.482¦0.410¦0.350¦0.301¦
+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+
¦ 5¦0.951¦0.906¦0.863¦0.822¦0.784¦0.747¦0.713¦0.081¦0.650¦0.621¦0.593¦0.567¦0.541¦0.519¦0.497¦0.476¦0.456¦0.437¦0.419¦0.402¦0.328¦0.269¦0.223¦
+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+
¦ 6¦0.942¦0.888¦0.837¦0.790¦0.746¦0.705¦0.666¦0.630¦0.596¦0.564¦0.535¦0.507¦0.480¦0.456¦0.432¦0.410¦0.390¦0.370¦0.352¦0.335¦0.262¦0.207¦0.165¦
+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+
¦ 7¦0.931¦0.871¦0.813¦0.760¦0.711¦0.665¦0.621¦0.581¦0.547¦0.511¦0.482¦0.452¦0.425¦0.400¦0.176¦0.354¦0.331¦0.314¦0.296¦0.279¦0.210¦0.159¦0.122¦
+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+
¦ 8¦0.921¦0.853¦0.789¦0.731¦0.677¦0.627¦0.382¦0.540¦0.502¦0.467¦0.434¦0.404¦0.376¦0.351¦0.327¦0.305¦0.285¦0.266¦0.249¦0.233¦0.168¦0.121¦0.091¦
+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+
¦ 9¦0.914¦0.817¦0.766¦0.703¦0.645¦0.592¦0.544¦0.500¦0.460¦0.424¦0.391¦0.361¦0.311¦0.308¦0.284¦0.263¦0.243¦0.225¦0.209¦0.194¦0.134¦0.094¦0.067¦
+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+
¦ 10¦0.905¦0.820¦0.744¦0.676¦0.614¦0.558¦0.508¦0.463¦0.422¦0.386¦0.352¦0.322¦0.295¦0.270¦0.247¦0.227¦0.208¦0.191¦0.176¦0.162¦0.107¦0.073¦0.050¦
+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+
¦ 11¦0.896¦0.804¦0.722¦0.650¦0.585¦0.527¦0.475¦0.429¦0.388¦0.350¦0.317¦0.287¦0.261¦0.237¦0.215¦0.195¦0.178¦0.162¦0.148¦0.135¦0.086¦0.056¦0.037¦
+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+
¦ 12¦0.887¦0.789¦0.701¦0.625¦0.557¦0.497¦0.444¦0.397¦0.356¦0.319¦0.286¦0.257¦0.231¦0.208¦0.187¦0.168¦0.152¦0.137¦0.124¦0.112¦0.069¦0.043¦0.027¦
+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+
¦ 13¦0.879¦0.773¦0.681¦0.601¦0.530¦0.469¦0.415¦0.368¦0.326¦0.290¦0.258¦0.229¦0.204¦0.182¦0.163¦0.145¦0.130¦0.116¦0.104¦0.093¦0.055¦0.033¦0.020¦
+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+
¦ 14¦0.870¦0.758¦0.661¦0.577¦0.505¦0.442¦0.388¦0.340¦0.299¦0.263¦0.232¦0.205¦0.181¦0.160¦0.141¦0.125¦0.111¦0.099¦0.088¦0.078¦0.044¦0.025¦0.015¦
+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+
¦ 15¦0.861¦0.743¦0.642¦0.555¦0.481¦0.417¦0.362¦0.315¦0.275¦0.239¦0.209¦0.183¦0.100¦0.140¦0.123¦0.108¦0.095¦0.084¦0.074¦0.065¦0.015¦0.020¦0.011¦
+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+
¦ 16¦0.853¦0.728¦0.623¦0.534¦0.458¦0.394¦0.339¦0.292¦0.252¦0.218¦0.188¦0.163¦0.141¦0.123¦0.107¦0.093¦0.081¦0.071¦0.062¦0.054¦0.028¦0.015¦0.008¦
+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+
¦ 17¦0.844¦0.714¦0.605¦0.514¦0.436¦0.371¦0.317¦0.270¦0.231¦0.198¦0.170¦0.146¦0.125¦0.108¦0.093¦0.080¦0.069¦0.060¦0.052¦0.045¦0.023¦0.012¦0.006¦
+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+
¦ 18¦0.836¦0.700¦0.587¦0.494¦0.416¦0.150¦0.296¦0.250¦0.212¦0.180¦0.153¦0.130¦0.111¦0.095¦0.081¦0.069¦0.059¦0.051¦0.044¦0.038¦0.018¦0.009¦0.005¦
+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+
¦ 19¦0.828¦0.686¦0.570¦0.475¦0.396¦0.331¦0.277¦0.232¦0.194¦0.164¦0.138¦0.116¦0.008¦0.083¦0.070¦0.060¦0.051¦0.043¦0.037¦0.031¦0.014¦0.007¦0.003¦
+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+
¦ 20¦0.820¦0.673¦0.554¦0.456¦0.377¦0.312¦0.258¦0.215¦0.178¦0.149¦0.124¦0.104¦0.087¦0.073¦0.061¦0.051¦0.043¦0.037¦0.031¦0.026¦0.012¦0.005¦0.002¦
+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+
¦ 21¦0.811¦0.660¦0.538¦0.439¦0.359¦0.294¦0.242¦0.199¦0.164¦0.135¦0.112¦0.093¦0.077¦0.064¦0.053¦0.044¦0.017¦0.031¦0.026¦0.022¦0.009¦0.004¦0.002¦
+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+
¦ 22¦0.803¦0.647¦0.522¦0.422¦0.342¦0.278¦0.226¦0.184¦0.150¦0.123¦0.101¦0.083¦0.068¦0.056¦0.046¦0.038¦0.032¦0.026¦0.022¦0.018¦0.007¦0.003¦0.001¦
+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+
¦ 23¦0.795¦0.634¦0.507¦0.406¦0.326¦0.262¦0.211¦0.170¦0.138¦0.112¦0.091¦0.074¦0.060¦0.049¦0.040¦0.033¦0.027¦0.022¦0.018¦0.015¦0.006¦0.002¦0.001¦
+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+
¦ 24¦0.788¦0.622¦0.492¦0.390¦0.310¦0.247¦0.197¦0.158¦0.126¦0.102¦0.082¦0.066¦0.053¦0.043¦0.035¦0.028¦0.023¦0.019¦0.015¦0.01 ¦0.005¦0.002¦0.001¦
+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+
¦ 25¦0.780¦0.610¦0.478¦0.375¦0.295¦0.233¦0.184¦0.146¦0.116¦0.092¦0.074¦0.059¦0.047¦0.038¦0.030¦0.024¦0.020¦0.016¦0.011¦0.010¦0.004¦0.001¦0.001¦
+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+
¦ 30¦0.742¦0.552¦0.412¦0.308¦0.211¦0.174¦0.131¦0.099¦0.075¦0.057¦0.044¦0.033¦0.026¦0.020¦0.015¦0.012¦0.009¦0.007¦0.005¦0.004¦0.001¦ ¦ ¦
+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+
¦ 35¦0.706¦0.500¦0.355¦0.253¦0.181¦0.130¦0.094¦0.068¦0.049¦0.036¦0.026¦0.019¦0.014¦0.010¦0.008¦0.006¦0.004¦0.003¦0.002¦0.002¦ ¦ ¦ ¦
+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+
¦ 40¦0.672¦0.451¦0.307¦0.208¦0.142¦0.097¦0.067¦0.046¦0.032¦0.022¦0.015¦0.011¦0.008¦0.005¦0.004¦0.003¦0.002¦0.001¦0.001¦0.001¦ ¦ ¦ ¦
+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+
¦ 45¦0.639¦0.410¦0.264¦0.171¦0.111¦0.073¦0.048¦0.031¦0.021¦0.014¦0.009¦0.006¦0.004¦0.003¦0.002¦0.001¦0.001¦0.001¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+
¦ 50¦0.608¦0.372¦0.228¦0.141¦0.087¦0.054¦0.034¦0.021¦0.013¦0.009¦0.005¦0.003¦0.002¦0.001¦0.001¦0.001¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+------






Приложение
к Методическому пособию
по разработке типового бизнес-плана
по снижению потерь электрической энергии
в электрических сетях энергоснабжающих
организаций Астраханской области



УТВЕРЖДАЮ
руководитель организации


_____________________________
(Подпись)

"____" __________________200_ г




БИЗНЕС-ПЛАН
ПО СНИЖЕНИЮ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ
В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ

________________________________________
наименование организации





Главный инженер ___________________________

Главный экономист ___________________________




Принято РЭК Астраханской области
при утверждении тарифов
Решение N____ от ______________



г. Астрахань



3. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ ОРГАНИЗАЦИИ

3.1. Общие сведения о предприятии:
- центры питания и питающие линии (электрические сети)

Таблица 1
   ------------------T-----------------T-----------------------------------------------¬

¦ Величина ¦ Количество ¦ В том числе: ¦
¦ напряжения ¦ всего ¦ ¦
¦ кВ ¦ шт. ¦ ¦
¦ ¦ +----------------------T------------------------+
¦ ¦ ¦ Воздушные ¦ Кабельные ¦
¦ ¦ ¦ шт. ¦ шт. ¦
+-----------------+-----------------+----------------------+------------------------+
¦ 0.4 (НН)¦ ¦ ¦ ¦
+-----------------+-----------------+----------------------+------------------------+
¦ 1-20 (СН-2)¦ ¦ ¦ ¦
+-----------------+-----------------+----------------------+------------------------+
¦ 35 (СН-1)¦ ¦ ¦ ¦
+-----------------+-----------------+----------------------+------------------------+
¦ 110 и выше (ВН)¦ ¦ ¦ ¦
+-----------------+-----------------+----------------------+------------------------+
¦ Всего:¦ ¦ ¦ ¦
L-----------------+-----------------+----------------------+-------------------------


Приложить отчет о фактической величине потерь электрической энергии в центрах питания и питающих линиях за _____год в кВт.ч (по форме принятой в организации);
- общая протяженность электрических сетей

Таблица 2
   --------------------T---------------------------------T--------------------------------¬

¦ Величина эл. ¦ Протяженность (км) ¦ Опоры возд. ЛЭП (шт) ¦
¦ напряжения ¦ ¦ ¦
¦ +--------T------------------------+-------T------------------------+
¦ ¦ всего ¦ в том числе: ¦ всего ¦ В том числе: ¦
¦ ¦ +-----------T------------¦ +-----------T------------+
¦ ¦ ¦ воздуш. ¦ кабельн. ¦ ¦ ж/бетон. ¦ деревян. ¦
+-------------------+--------+-----------+------------+-------+-----------+------------+
¦ 0.4 кВ (НН)¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------------+--------+-----------+------------+-------+-----------+------------+
¦ 1-20 кВ (СН-2)¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------------+--------+-----------+------------+-------+-----------+------------+
¦ 35 кВ (СН-1)¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------------+--------+-----------+------------+-------+-----------+------------+
¦ 110 и выше кВ (ВН)¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------------+--------+-----------+------------+-------+-----------+------------+
¦ Всего:¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L-------------------+--------+-----------+------------+-------+-----------+-------------


Приложить отчет о фактической величине потерь электрической энергии в электрических сетях за _____ год в кВт.ч (по форме принятой в организации);
- трансформаторные подстанции

Таблица 3
   --------------------T-----------------------------T---------------T--------------------¬

¦ ¦ Количество подстанций ¦ Кол. установ.¦ Количество ¦
¦ Напряжение ¦ ¦ трансформ. ¦ присоединений ¦
¦ ¦ ¦ шт. ¦ шт. ¦
¦ +-----------------------------¦ ¦ ¦
¦ ¦ С трансформаторами ¦ ¦ ¦
¦ +-------T-------T-------------+ ¦ ¦
¦ ¦ 1 шт. ¦ 2 шт. ¦ 3 и более ¦ ¦ ¦
+-------------------+-------+-------+-------------+---------------+--------------------+
¦ 0.4 кВ (НН)¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------------+-------+-------+-------------+---------------+--------------------+
¦ 1-20 кВ (СН-2)¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------------+-------+-------+-------------+---------------+--------------------+
¦ 35 кВ (СН-1)¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------------+-------+-------+-------------+---------------+--------------------+
¦ 110 и выше кВ (ВН)¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------------+-------+-------+-------------+---------------+--------------------+
¦ Всего:¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L-------------------+-------+-------+-------------+---------------+---------------------


Дать разбивку типов трансформаторов по уровням напряжений.
Приложить отчет о фактической величине потерь электрической энергии в трансформаторных подстанциях за ______год в кВт.ч (по форме принятой в организации);
- установленная мощность электроприемников

Таблица 4
   --------------------T---------------T-----------------------------T------------------¬

¦ ¦ Колич-во ¦ ¦ Суммарная ¦
¦ Напряжение ¦трансформаторов¦ В том числе: ¦ мощность, кВт. ¦
¦ ¦ шт. ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ +-----T-----T-----T-----------¦ ¦
¦ ¦ ¦ 100 ¦ 160 ¦ 180 ¦ И т.д. ¦ ¦
¦ ¦ ¦ кВа ¦ кВа ¦ кВа ¦ ¦ ¦
+-------------------+---------------+-----+-----+-----+-----------+------------------+
¦ 0.4 кВ (НН)¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------------+---------------+-----+-----+-----+-----------+------------------+
¦ 1-20 кВ (СН-2)¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------------+---------------+-----+-----+-----+-----------+------------------+
¦ 35 кВ (СН-1)¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------------+---------------+-----+-----+-----+-----------+------------------+
¦ 110 и выше кВ (ВН)¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------------+---------------+-----+-----+-----+-----------+------------------+
¦ Итого:¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L-------------------+---------------+-----+-----+-----+-----------+-------------------


- фактически потребляемая мощность электроприемников

Таблица 5
   --------------------T---------------T-----------------------------T------------------¬

¦ ¦ Колич-во ¦ ¦Суммарная мощность¦
¦ Напряжение ¦трансформаторов¦ В том числе: ¦ ¦
¦ ¦ шт. ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ +-----T-----T-----T-----------+ ¦
¦ ¦ ¦ 100 ¦ 160 ¦ 180 ¦ И т.д. ¦ кВт ¦
¦ ¦ ¦ кВа ¦ кВа ¦ кВа ¦ ¦ ¦
+-------------------+---------------+-----+-----+-----+-----------+------------------+
¦ 0.4 кВ (НН)¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------------+---------------+-----+-----+-----+-----------+------------------+
¦ 1-20 кВ (СН-2)¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------------+---------------+-----+-----+-----+-----------+------------------+
¦ 35 кВ (СН-1)¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------------+---------------+-----+-----+-----+-----------+------------------+
¦ 110 и выше кВ (ВН)¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------------+---------------+-----+-----+-----+-----------+------------------+
¦ Итого:¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L-------------------+---------------+-----+-----+-----+-----------+-------------------


- СК (синхронные компенсаторы) и генераторы, работающие в режиме СК

Таблица 6
   --------------------------------------------T-----------------------------------------¬

¦ Номинальная мощность, Мвар ¦ Количество ¦
+-------------------------------------------+-----------------------------------------+
¦ До 15 ¦ ¦
+-------------------------------------------+-----------------------------------------+
¦ 15-37.5 ¦ ¦
+-------------------------------------------+-----------------------------------------+
¦ 50 ¦ ¦
+-------------------------------------------+-----------------------------------------+
¦ 75-100 ¦ ¦
+-------------------------------------------+-----------------------------------------+
¦ Итого: ¦ ¦
L-------------------------------------------+------------------------------------------


Приложить отчет о фактических потерях электроэнергии в СК за ______ год (по форме принятой в организации);
- Батареи статических конденсаторов (БСК)

Таблица 7
   --------------------------------------------T-----------------------------------------¬

¦ Номинальное напряжение, кВ ¦ Количество ¦
+-------------------------------------------+-----------------------------------------+
¦ 0.4 (НН)¦ ¦
+-------------------------------------------+-----------------------------------------+
¦ 1-20 (СН-2)¦ ¦
+-------------------------------------------+-----------------------------------------+
¦ 35 (СН-1)¦ ¦
+-------------------------------------------+-----------------------------------------+
¦ 110 и выше (ВН)¦ ¦
+-------------------------------------------+-----------------------------------------+
¦ Итого:¦ ¦
L-------------------------------------------+------------------------------------------


Приложить отчет о фактических потерях электроэнергии в БСК за _____ год (по форме принятой в организации);

- баланс электрической энергии и мощности

Таблица 8
   ------T-----------------------------T------------------------------------------------¬

¦ ¦ ¦ Уровень напряжения ¦
¦ ¦ +----------T------------T----------T-------------+
¦ ¦ ¦ 0.4 кВ ¦ 1-20 кВ ¦ 35 кВ ¦ 110 и выше ¦
¦ ¦ ¦ (НН) ¦ (СН-2) ¦ (СН-1) ¦ (ВН) ¦
+-----+-----------------------------+----------+------------+----------+-------------+
¦ 1.¦Покупка электроэнергии кВт.ч ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----+-----------------------------+----------+------------+----------+-------------+
¦ 2.¦Потери электроэнергии кВт.ч ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----+-----------------------------+----------+------------+----------+-------------+
¦ 3.¦Полезный отпуск¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦электроэнергии кВт.ч ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----+-----------------------------+----------+------------+----------+-------------+
¦ ¦В том числе: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----+-----------------------------+----------+------------+----------+-------------+
¦ 3.1¦- сторонним потребителям ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----+-----------------------------+----------+------------+----------+-------------+
¦ 3.2¦- хозяйственные нужды ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----+-----------------------------+----------+------------+----------+-------------+
¦ 3.3¦- производственные нужды ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L-----+-----------------------------+----------+------------+----------+--------------


Приложить отчет о суммарных фактических потерях электрической энергии за _____ год (п. 3) (по форме, с приложением расчетов применяемых в организации)

- структура полезного отпуска электрической энергии (мощности) по группам потребителей (для ЭСО)
СН - 1-20 кВт.ч и 35 кВт.ч

Таблица 9
   -----T--------------------------T--------------------------T-------------------------¬

¦ ¦ ¦ Объем полезного отпуска ¦ Заявленная (расчетная) ¦
¦ ¦ ¦ электроэнергии, ¦ мощность ¦
¦ № ¦ Группы потребителей ¦ тыс. кВт.ч ¦ тыс. кВт ¦
¦ ¦ +-------T-----T-----T------+-------T----T-----T------+
¦ ¦ ¦Всего ¦ВН ¦СН ¦НН ¦Всего ¦ВН ¦СН ¦НН ¦
+----+--------------------------+-------+-----+-----+------+-------+----+-----+------+
¦ 1¦ 2¦ 3¦ 4¦ 5¦ 6¦ 7¦ 8¦ 9¦ 10¦
+----+--------------------------+-------+-----+-----+------+-------+----+-----+------+
¦ 1.¦Бюджетные потребители ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+----+--------------------------+-------+-----+-----+------+-------+----+-----+------+
¦ 2.¦Население, в том числе: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+----+--------------------------+-------+-----+-----+------+-------+----+-----+------+
¦ 2.1¦- бытовые нужды населения,¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦проживающего в городских¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦населенных пунктах ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+----+--------------------------+-------+-----+-----+------+-------+----+-----+------+
¦ 2.2¦- бытовые нужды¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦населения, проживающего в¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦сельских населенных¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦пунктах и в городских¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦населенных пунктах в¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦домах, оборудованных в¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦установленном порядке¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦стационарными ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦электроплитами и¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦электроотопительными ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦установками ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+----+--------------------------+-------+-----+-----+------+-------+----+-----+------+
¦ 3.¦Населенные пункты,¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦рассчитывающиеся по¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦общему счетчику на вводе¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦всего, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦в том числе: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+----+--------------------------+-------+-----+-----+------+-------+----+-----+------+
¦ 3.1¦городские населенные¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦пункты ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+----+--------------------------+-------+-----+-----+------+-------+----+-----+------+
¦ 3.2¦сельские населенные пункты¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+----+--------------------------+-------+-----+-----+------+-------+----+-----+------+
¦ 4.¦Жилищные организации,¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦потребляющие ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦электрическую энергию на¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦нужды жилых домов ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+----+--------------------------+-------+-----+-----+------+-------+----+-----+------+
¦ 5.¦Садоводческие ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦товарищества, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦дачно-строительные ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦кооперативы, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦рассчитывающиеся по¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦общему счетчику на вводе ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+----+--------------------------+-------+-----+-----+------+-------+----+-----+------+
¦ 6.¦Содержащиеся за счет¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦прихожан религиозные¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦организации ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+----+--------------------------+-------+-----+-----+------+-------+----+-----+------+
¦ 7.¦Прочие потребители всего, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦в том числе: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+----+--------------------------+-------+-----+-----+------+-------+----+-----+------+
¦ 7.1¦- промышленные и¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦приравненные к ним¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦потребители ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+----+--------------------------+-------+-----+-----+------+-------+----+-----+------+
¦ 7.2¦- электрифицированный ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦железнодорожный транспорт ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+----+--------------------------+-------+-----+-----+------+-------+----+-----+------+
¦ 7.3¦- электрифицированный ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦городской транспорт ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+----+--------------------------+-------+-----+-----+------+-------+----+-----+------+
¦ 7.4¦- непромышленные ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦потребители ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+----+--------------------------+-------+-----+-----+------+-------+----+-----+------+
¦ 7.5¦- производственные ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦сельскохозяйственные ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦потребители ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+----+--------------------------+-------+-----+-----+------+-------+----+-----+------+
¦ 7.6¦- хозяйственные нужды¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦энергоснабжающих ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦организаций ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+----+--------------------------+-------+-----+-----+------+-------+----+-----+------+
¦ 8.¦ Всего потребители:¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L----+--------------------------+-------+-----+-----+------+-------+----+-----+-------


- наличие приборов учета электрической энергии:

Таблица 10
   ------------------------------T-------------------------------------------------------¬

¦ ¦ Количество точек учета ¦
¦ Место установки ¦ ¦
¦ +------------------T----------------T-------------------+
¦ ¦ ВН ¦ СН ¦ НН ¦
+-----------------------------+------------------+----------------+-------------------+
¦На межсетевых линиях ¦ ¦ ¦ ¦
+-----------------------------+------------------+----------------+-------------------+
¦На подстанциях ¦ ¦ ¦ ¦
+-----------------------------+------------------+----------------+-------------------+
¦На фидерах ¦ ¦ ¦ ¦
+-----------------------------+------------------+----------------+-------------------+
¦Итого: ¦ ¦ ¦ ¦
L-----------------------------+------------------+----------------+--------------------


3.2. Общая характеристика хозяйственной деятельности предприятия:
- объем валовой продукции (тыс. руб.);
- себестоимость (тыс. руб.), в том числе амортизационные отчисления;
- энергоемкость выпускаемой продукции;
- прибыль (убыток) - в случае убытка дать объяснения (тыс. руб.).

3.3. Основные показатели финансово-хозяйственной деятельности:

Таблица 11
   ------T----------------------------------------T---------------T------------T--------¬

¦ № ¦ ¦ Единицы ¦ Значения ¦Примеча-¦
¦ ¦ Наименование показателя ¦ измерения ¦ ¦ ние ¦
+-----+----------------------------------------+---------------+------------+--------+
¦ 1¦ 2¦ 3¦ 4¦ 5¦
+-----+----------------------------------------+---------------+------------+--------+
¦ 1¦Полезный отпуск электрической энергии¦ тыс. руб. ¦ ¦ ¦
¦ ¦(с учетом отпуска на ФОРЭМ) ¦ ¦ ¦ ¦
+-----+----------------------------------------+---------------+------------+--------+
¦ 2¦Расходы на производство электрической¦ тыс. руб. ¦ ¦ ¦
¦ ¦энергии ¦ ¦ ¦ ¦
+-----+----------------------------------------+---------------+------------+--------+
¦ 3¦Амортизация основных средств (в части¦ тыс. руб. ¦ ¦ ¦
¦ ¦электроэнергии) ¦ ¦ ¦ ¦
+-----+----------------------------------------+---------------+------------+--------+
¦ 4¦Затраты на оплату труда (в части¦ тыс. руб. ¦ ¦ ¦
¦ ¦электроэнергии) ¦ ¦ ¦ ¦
+-----+----------------------------------------+---------------+------------+--------+
¦ 5¦Отчисления на социальные нужды (по п.4) ¦ тыс. руб. ¦ ¦ ¦
+-----+----------------------------------------+---------------+------------+--------+
¦ 6¦Услуги производственного характера (в¦ тыс. руб. ¦ ¦ ¦
¦ ¦части производства и распределения¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦электроэнергии) ¦ ¦ ¦ ¦
+-----+----------------------------------------+---------------+------------+--------+
¦ 7¦Вспомогательные материалы (в части¦ тыс. руб. ¦ ¦ ¦
¦ ¦производства и распределения¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦электроэнергии) ¦ ¦ ¦ ¦
+-----+----------------------------------------+---------------+------------+--------+
¦ 8¦Сырье, основные материалы (в части¦ тыс. руб. ¦ ¦ ¦
¦ ¦производства и распределения¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦электроэнергии) ¦ ¦ ¦ ¦
+-----+----------------------------------------+---------------+------------+--------+
¦ 9¦Прочие затраты (в части производства и¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦распределения электроэнергии), ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦в том числе: ¦ тыс. руб. ¦ ¦ ¦
¦ ¦- абонентная плата РАО "ЕЭС России" ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ тыс. руб. ¦ ¦ ¦
+-----+----------------------------------------+---------------+------------+--------+
¦ 10¦Затраты на покупку электроэнергии, ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦в том числе: ¦ тыс. руб. ¦ ¦ ¦
¦ ¦- с ФОРЭМ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦- от ОАО "Астраханьэнерго" ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦- от ОАО "ТЭЦ-Северная" ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----+----------------------------------------+---------------+------------+--------+
¦ 11¦Объем капвложений, ¦ тыс. руб. ¦ ¦ ¦
¦ ¦в том числе на выполнение мероприятий¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦по сокращению потерь электроэнергии ¦ ¦ ¦ ¦
+-----+----------------------------------------+---------------+------------+--------+
¦ 12¦Сумма расходов на выполнение¦ тыс. руб. ¦ ¦ ¦
¦ ¦мероприятий по сокращению потерь¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦электроэнергии (включая капитальные¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦вложения) всего, ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦в том числе: ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦(по источникам финансирования) ¦ ¦ ¦ ¦
L-----+----------------------------------------+---------------+------------+---------


3.4. Основные производственные показатели:

Таблица 12
   ----T-------------------------------------------T--------------T------------T----------¬

¦ № ¦ Наименование показателя ¦ Единицы ¦ Значение ¦Примечание¦
¦ ¦ ¦ измерения ¦ ¦ ¦
+---+-------------------------------------------+--------------+------------+----------+
¦ 1¦Выработка электроэнергии ¦ Тыс. кВт.ч ¦ ¦ ¦
+---+-------------------------------------------+--------------+------------+----------+
¦ 2¦Покупка электроэнергии, в том числе: ¦ Тыс. кВт.ч ¦ ¦ ¦
¦ ¦- от ОАО "Астраханьэнерго" ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦- от ОАО "ТЭЦ-Северная" ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦- с ФОРЭМ ¦ ¦ ¦ ¦
+---+-------------------------------------------+--------------+------------+----------+
¦ 3¦Потребление электроэнергии на собственные ¦ Тыс. кВт.ч ¦ ¦ ¦
¦ ¦нужды ¦ ¦ ¦ ¦
+---+-------------------------------------------+--------------+------------+----------+
¦ 4¦Потребление электроэнергии на ¦ Тыс. кВт.ч ¦ ¦ ¦
¦ ¦производственные нужды ¦ ¦ ¦ ¦
+---+-------------------------------------------+--------------+------------+----------+
¦ 5¦Потери электроэнергии, всего ¦ Тыс. кВт.ч ¦ ¦ ¦
¦ ¦в том числе: ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦по видам потерь ¦ ¦ ¦ ¦
+---+-------------------------------------------+--------------+------------+----------+
¦ 6¦Отпуск электроэнергии с шин ¦ Тыс. кВт.ч ¦ ¦ ¦
+---+-------------------------------------------+--------------+------------+----------+
¦ 7¦Полезный отпуск электроэнергии ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦всего: ¦ Тыс. кВт.ч ¦ ¦ ¦
¦ ¦в том числе: ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦- на ФОРЭМ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦- коммунальным организациям ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦- конечным потребителям ¦ ¦ ¦ ¦
L---+-------------------------------------------+--------------+------------+-----------


3.5. Основные результаты снижения потерь электроэнергии за _____ год:

2. Потенциал снижения потерь электроэнергии, всего ______ тыс. кВт.ч,
в том числе по видам потерь:
- технические потери электроэнергии ______________ тыс. кВт.ч;
- расход электроэнергии на собственные нужды подстанций __________ тыс. кВт.ч;
- потери электроэнергии обусловленные инструментальными погрешностями ее измерения (инструментальные потери) __________ тыс. кВт.ч;
- коммерческие потери электроэнергии ____________тыс. кВт.ч
2. Общие затраты на выполнение мероприятий по снижению потерь электрической энергии, всего ___________ тыс. руб.,
в том числе по направлениям сокращения потерь:
- организационных _________ тыс. руб.;
- технических _________ тыс. руб.;
- мероприятий по совершенствованию систем расчетного и технического учета электроэнергии _________ тыс. руб.



ПЛАН
ОРГАНИЗАЦИОННЫХ МЕРОПРИЯТИЙ ПО СНИЖЕНИЮ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Таблица 13
   ---T--------------T----------------T----------------------T-----------T------------T---------T--------------T------------¬

¦ ¦ ¦ ¦ Снижение потерь ¦ ¦ ¦ Эффек- ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ Физические ¦ электроэнергии от ¦ ¦ ¦тивность,¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ объемы ¦внедрения мероприятий,¦ Стоимость ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ Наименование ¦ выполнения ¦ тыс. кВт.ч ¦ снижения ¦ Затраты на ¦тыс. руб.¦ Срок ¦ ¦
¦ N¦ мероприятий ¦ мероприятия ¦ ¦ потерь, ¦ внедрение, ¦ ¦ окупаемости, ¦ Источники ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ тыс. руб. ¦ тыс. руб. ¦ ¦ лет ¦ инвестиций ¦
¦ ¦ +---------T------+------------T---------+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ Единица ¦ Всего¦по кварталам¦с момента¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦измерения¦за год¦ ¦внедрения¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ +-T--T---T---+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦I¦II¦III¦ IV¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+--------------+---------+------+-+--+---+---+---------+-----------+------------+---------+--------------+------------+
¦ 1¦ 2¦ 3¦ 4¦5¦ 6¦ 7¦ 8¦ 9¦ 10¦ 11¦ 12¦ 13¦ 14¦
+--+--------------+---------+------+-+--+---+---+---------+-----------+------------+---------+--------------+------------+
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L--+--------------+---------+------+-+--+---+---+---------+-----------+------------+---------+--------------+-------------



Главный инженер _______________________________________



ПЛАН
ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ ПО СНИЖЕНИЮ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Таблица 14
   ---T--------------T----------------T----------------------T-----------T------------T----------T--------------T------------¬

¦ ¦ ¦ ¦ Снижение потерь ¦ Стоимость ¦ Затраты на ¦ Эффектив-¦ ¦ ¦
¦ ¦ Наименование ¦ Физические ¦ электроэнергии от ¦ снижения ¦ внедрение, ¦ ность, ¦ Срок ¦ Источники ¦
¦ ¦ мероприятий ¦ объемы ¦внедрения мероприятий,¦ потерь, ¦ тыс. руб. ¦ тыс. руб.¦ окупаемости, ¦ инвестиций ¦
¦ ¦ ¦ выполнения ¦ тыс. кВт.ч ¦ тыс. руб. ¦ ¦ ¦ лет ¦ ¦
¦ N¦ ¦ мероприятия ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ +---------T------+-----------T----------+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ Единица ¦ Всего¦ по ¦с момента ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦измерения¦за год¦ кварталам ¦внедрения ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ +-T--T---T--+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦I¦II¦III¦IV¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+--------------+---------+------+-+--+---+--+----------+-----------+------------+----------+--------------+------------+
¦ 1¦ 2¦ 3¦ 4¦5¦6 ¦ 7¦ 8¦ 9¦ 10¦ 11¦ 12¦ 13¦ 14¦
+--+--------------+---------+------+-+--+---+--+----------+-----------+------------+----------+--------------+------------+
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L--+--------------+---------+------+-+--+---+--+----------+-----------+------------+----------+--------------+-------------



Главный инженер _______________________________________



ПЛАН
МЕРОПРИЯТИЙ ПО СОВЕРШЕНСТВОВАНИЮ СИСТЕМ РАСЧЕТНОГО
И ТЕХНИЧЕСКОГО УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ

Таблица 15
   ---T--------------T----T-----------------------------T-----------T-------------T--------T------------------T-------------¬

¦ ¦ ¦ Ед.¦ Физические объемы снижения ¦ Стоимость ¦ Затраты на ¦ Эффек- ¦ Срок окупаемости,¦ Источники ¦
¦ ¦ ¦изм.¦потерь электрической энергии,¦ снижения ¦ внедрение, ¦тивность¦ лет ¦ инвестиций, ¦
¦ ¦ ¦ ¦ тыс. кВт.ч ¦ потерь, ¦ тыс. руб. ¦ ¦ ¦ тыс. руб. ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ тыс. руб. ¦ ¦ тыс. ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ руб. ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ +------T----------------------¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ N¦ Наименование ¦ ¦ Всего¦ В том числе по ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ мероприятия ¦ ¦за год¦ кварталам ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ +----T-----T----T------+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ I ¦ II ¦ III¦ IV ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+--------------+----+------+----+-----+----+------+-----------+-------------+--------+------------------+-------------+
¦ 1¦ 2¦ 3¦ 4¦ 5¦ 6¦ 7¦ 8¦ 9¦ 10¦ 11¦ 12¦ 13¦
+--+--------------+----+------+----+-----+----+------+-----------+-------------+--------+------------------+-------------+
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L--+--------------+----+------+----+-----+----+------+-----------+-------------+--------+------------------+--------------



Главный инженер ______________________________________


К бизнес-плану по снижению потерь электрической энергии прикладываются объяснительная записка, обосновывающая применение организацией-разработчиком тех или иных мероприятий, включая мероприятия, не требующие вложения финансовых затрат. Обосновываются источники инвестирования.
К бизнес-плану прикладываются расчеты затрат на внедрение мероприятий по снижению потерь электрической энергии в сетях энергоснабжающей организации, расчет эффективности мероприятий и срока их окупаемости. Указанные расчеты выполняются согласно Методического пособия по разработке типового бизнес-плана по снижению потерь электрической энергии в электрических сетях энергоснабжающей организацией-разработчиком бизнес-плана.
Расчеты выполняются отдельно для каждого мероприятия.



Затраты на финансирование внедрения мероприятия, предусмотренные в течении нескольких лет, в разрабатываемом бизнес-плане разработчиком выделяются отдельно по годам. В период регулирования, при включении организацией финансовых затрат на выполнение мероприятий по сокращению потерь на _________ финансовый год, ссылка на согласованный с РЭК Астраханской области бизнес-план обязательна.


   ------------------------------------------------------------------

--------------------

Автор сайта - Сергей Комаров, scomm@mail.ru