ОБ УПОРЯДОЧЕНИИ КОНТРОЛЯ ЗА РАСХОДОМ И ОТПУСКОМ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ



АДМИНИСТРАЦИЯ КОСТРОМСКОЙ ОБЛАСТИ

ПОСТАНОВЛЕНИЕ

от 09 октября 2006 года № 80-а

ОБ УПОРЯДОЧЕНИИ КОНТРОЛЯ ЗА РАСХОДОМ И ОТПУСКОМ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ

Утратило силу

постановлением администрации Костромской области № 24-а от 08.02.2011 года (НГР ru44000201100036)

С целью упорядочения контроля за расходом электрической энергии, а также отпуском ее сторонним потребителям, снижения размера потерь в соответствии со статьями 8, 11 Федерального закона от 3 апреля 1996 года № 28-ФЗ «Об энергосбережении», статьями 4, 12, 16 Закона Костромской области от 6 декабря 1999 года № 70-ЗКО «Об энергосбережении на территории Костромской области», пунктами 1.5.2, 1.5.3, 1.5.4, 1.5.6 Правил устройства электроустановок, утвержденных Главтехуправлением и Госэнергонадзором Минэнерго СССР 20 октября 1977 года, пунктом 2.11.2 Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей, утвержденных приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 13 января 2003 года № 6, пунктом 2.3 Правил учета электрической энергии, утвержденных Министерством топлива и энергетики Российской Федерации 19 сентября 1996 года и Министерством строительства Российской Федерации 26 сентября 1996 года,

администрация Костромской области ПОСТАНОВЛЯЕТ:

1. Утвердить прилагаемое положение о контроле за расходом и отпуском электрической энергии (далее - Положение).

2. Региональной службе по тарифам Костромской области (Подкопаева H.P.) при проверке расчетов, представляемых финансируемыми из областного бюджета организациями, для установления лимитов потребления электрической энергии, а также при осуществлении контроля за ее расходованием руководствоваться Положением.

3. Рекомендовать:

3.1. Главам муниципальных образований области, на территории которых поставка (передача) электрической энергии потребителям производится органами местного самоуправления или их специализированными предприятиями:

3.1.1. Привести документы, определяющие порядок контроля за расходом электрической энергии, а также отпуском ее сторонним потребителям, в соответствие с Положением;

3.1.2. При расчете и утверждении тарифа на содержание и ремонт жилых помещений находящихся на обслуживании предприятий ЖКХ, предусматривать ежегодное выделение средств на поверку, замену или установку квартирных и групповых (общедомовых) приборов учета электрической энергии.

3.2. Хозяйствующим субъектам, осуществляющим поставку, а также передачу электрической энергии на территории Костромской области:

3.2.1. При осуществлении контроля за отпуском электрической энергии потребителям, заключении договоров электроснабжения и исполнении по ним обязательств, а также в других случаях руководствоваться Положением.

3.2.2. Разработать и согласовать с региональной службой по тарифам Костромской области программы по совершенствованию учета электрической энергии, в которых предусматривать первоочередную установку недостающих технических (контрольных) средств группового учета в головных частях выделенных локальных участков сетей. С целью компенсации затрат, связанных с реализацией данных программ, предусматривать при расчете тарифа включение инвестиционной составляющей.

3.3. Организациям, осуществляющим на территории Костромской области энергетические обследования, при их проведении руководствоваться Положением.

4. Контроль за исполнением настоящего постановления оставить за главой администрации (губернатором) области В.А. Шершуновым.

5. Постановление вступает в силу со дня его подписания и подлежит официальному опубликованию.

Глава администрации (губернатор) области В.А. Шершунов

УТВЕРЖДЕНО

постановлением администрации

Костромской области

от 09.10.2006г. № 80-а

Положение

о контроле за расходом и отпуском электрической энергии

1. Настоящим Положением устанавливаются общие принципы, правила и методики проведения исполнительными органами государственной власти области организациями, финансируемыми из областного бюджета, (далее - организации) контроля за расходом электрической энергии и ее отпуском (перепродажей) сторонним потребителям.

2. Положение разработано на основании Федерального закона от 3 апреля 1996 года № 28-ФЗ «Об энергосбережении», Закона Костромской области от 6 декабря 1999 года № 70-ЗКО «Об энергосбережении на территории Костромской области», главы 1.5 Правил устройства электроустановок, утвержденной Главтехуправлением и Госэнергонадзором Минэнерго СССР от 20 октября 1977 года, Правил учета электрической энергии, утвержденных Министерством топлива и энергетики Российской Федерации от 19 сентября 1996 года и Министерством строительства Российской Федерации от 26 сентября 1996 года, Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей, утвержденных приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 13 января 2003 года № 6, приказа Министерства промышленности и энергетики Российской Федерации от 4 октября 2005 года № 267 «Об организации в Министерстве промышленности и энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям», рабочего документа РД 34.09.101-94 РАО «ЕЭС России», типовой инструкции по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении, утвержденной Главгосэнергонадзором России от 2 декабря 1994 года.

3. Настоящее Положение применяется исполнительными органами государственной власти области и организациями - владельцами наружных электрических сетей, а также питающих и распределительных сетей внутри зданий, которым присоединены сторонние потребители в следующих случаях:

- для осуществления контроля за расходом и отпуском электрической энергии;

- при заключении договоров электроснабжения и исполнении по ним обязательств;

- при выполнении расчетов по определению объемов электропотребления и их нормированию;

- при проведении энергетических обследований и составлении энергетических паспортов организаций,

- для определения объемов потерь электрической энергии в сетях.

Установленные настоящим Положением методики могут применяться и в других случаях, связанных с поставкой, передачей (транспортировкой) и потреблением электрической энергии.

4. Контроль за расходом электрической энергии обеспечивается путем периодического, не реже одного раза в квартал, составления балансов ее общего количества, использованного всей организацией и израсходованного отдельными ее помещениями (токоприемниками). Если от сетей организации обеспечиваются электроэнергией сторонние потребители, то в составляемых балансах учитывается их потребление. С целью упрощения расчетов и повышения точности получаемы в результате их проведения данных о расходе электрической энергии, сложные разветвлённые схемы электроснабжения условно делятся на отдельные локальные участки с минимально возможным количеством присоединенных потребителей, в том числе сторонних (приложения № 1, № 4 к настоящему Положению).

5. Количество электрической энергии, израсходованной помещениями (токоприемниками) организации и сторонними потребителями (далее - потребленная электрическая энергия), в составляемых балансах учитывается в соответствии с показаниями приборов учета, регистрирующих расход электрической энергии помещениями (токоприемниками) организации и сторонними потребителями данного локального участка (далее - индивидуальные приборы учета).

При формировании балансов количество электрической энергии, прошедшей через головную часть выделенного локального участка (далее - отпущенная электрическая энергия), учитывается на основании приборов учета, установленных в головных частях локальных участков (далее - групповые приборы учета).

6. Небаланс, который может быть допустимым и фактическим, определяется как разница между количеством отпущенной и потребленной электрической энергией.

Допустимый небаланс равен потерям электрической энергии в сетях, которые определяются расчетным путем в соответствии с приложениями № 2, № 3, № 4 к настоящему Положению.

Фактический небаланс равен разности между отпущенной и потребленной электрической энергией, зарегистрированной средствами соответственно группового и индивидуального учета.

Превышение фактического небаланса над допустимым свидетельствует о наличии безучетного потребления. Величина выявленного превышения, соответствующая количеству неучтенной электроэнергии, допредъявляется потребителю (потребителям), у которого достоверно установлен факт безучетного потребления (приложение №1 к настоящему Положению).

7. В том случае, когда составить баланс или достоверно установить величину фактического небаланса не представляется возможным, то при выявлении факта нарушения расчетного учета у потребителя допускается определять использованное им количество неучтенной электроэнергии по среднесуточному потреблению предыдущих расчетных периодов и (или) последующих периодов после восстановления учета. За начало бесприборного учета принимается время, когда стало достоверно известно обеим сторонам по договору электроснабжения о нарушении расчетного учета.

8. В случае несовпадения установленной договором электроснабжения точки схемы электроснабжения, где осуществляется передача электрической энергии потребителю, с местом установки средств расчетного учета, количество учтенной ими электроэнергии увеличивается (уменьшается) на величину технологических потерь участка сети, расположенного между указанными точками схемы. Размер потерь определяется в соответствии с приложениями № 2, № 4 к настоящему Положению.

9. При составлении балансов, не связанных с проведением расчетов за поставляемую электрическую энергию, допускается производить определение потерь и количество электрической энергии, расходуемой на освещение мест общего пользования многоквартирных домов на основании укрупненных нормативов (приложения № 3, 4 к настоящему Положению).

Приложение № 1

к положению о контроле за

расходом и отпуском электрической

энергии

Методика

составления баланса отпущенной и потребленной электрической энергии

Целью составления баланса является проведение анализа достоверности учета электрической энергии, а также выявление фактов безучетного электропотребления и определения его количества. Баланс отпущенной и потребленной электроэнергии, составляемый для каждого отдельно взятого локального участка сети не реже о раза в квартал, выражается формулой:

Эот=Эа+НБ, кВт*час.

Эот - количество отпущенной электрической энергии, кВт*час, зарегистрированное за расчетный период прибором группового учета, установленным в головной части локального участка.

Эа - количество потребленной электрической энергии, кВт*час, зарегистрированное за расчетный период установленными у потребителей данного локального участка индивидуальными приборами учета.

НБ - небаланс, кВт*час

Допустимый небаланс (НБд) равен потерям электрической энергии в сетях (дЭ), к которым относятся:

- технологические потери электрической энергии в элементах схемы;

- погрешность средств учета;

- бесприборное потребление систем освещения мест общего пользования квартирных домов.

Потери электрической энергии в сетях условно подразделяются на переменные (дЭпер), размер которых пропорционален количеству потребленной электрической энергии, и постоянные (дЭпост), не зависящие от величины присоединенной нагрузки.

НБд = дЭ=дЭпост+дЭпер, кВт*час,

или:

НБд=дЭпер*100/Эа - переменные потри, выраженные в % от полезного потребления.

Структура переменных и постоянных потерь, а также методики их расчета определяются в соответствии с приложениями № 2 и № 3 к Положению.

Расчет размера постоянных потерь в натуральном выражении и переменных в процентах производится для каждого локального участка единожды. Первоначально определенные значения переменных и постоянных потерь используются в дальнейшем в периодически составляемых балансах (приложения № 2, № 3, № 4 к Положению).

Фактический небаланс (НБф) определяется при составлении по каждому локальному участку сети периодических балансов как разница между отпущенной (Эот.ф) и потребленной электроэнергией (Эа.ф), зарегистрированной средствами соответственно группового и индивидуального учета.

НБФ = Эот.ф - Эа.ф, кВт*час.

Фактический небаланс должен быть меньше или равен допустимому (НБф < НБд). Невыполнение данного условия свидетельствует о наличии безучетного потребления, для выявления которого необходимо разработать и реализовать мероприятия по проверке технического состояния средств учета и их схем подключения, а также обнаружению возможных фактов хищений электрической энергии. Данные работы могут выполняться как собственным персоналом, так и путем привлечения на договорной основе сторонних хозяйствующих субъектов, специализирующихся на проведении энергетических обследований.

После устранения выявленного факта (фактов) нарушения расчетного учета производится составление поверочного баланса за последующий расчетный период. Если принятые меры не привели к полному восстановлению баланса, это свидетельствует о том, что не все имевшие место факты безучетного потребления были выявлены и устранены. В этом случае необходимо произвести перерасчет первоначально установленного количества неучтенной электроэнергии путем его уменьшения на величину превышения фактического небаланса над допустимым, определенную при составлении поверочного баланса. Одновременно следует продолжить работу по выявлению неустановленных фактов безучетного потребления.

Откорректированное количество неучтенной электрической энергии допредъявляется потребителю, у которого был установлен факт нарушения учета. В случае, если нарушение учета было установлено одновременно у нескольких потребителей, количество неучтенной электроэнергии распределяется между данными потребителями пропорционально их потреблению, имевшему место в расчетных периодах, предшествующих нарушению учета и (или) периодах после его восстановления.

Приложение № 2

к положению о контроле за

расходом и отпуском электрической энергии

Методика

расчета потерь электрической энергии в сетях

Как отмечалось в приложении №1 к Положению, допустимый небаланс равен Потерям электрической энергии в сетях (дЭ), к которым относятся:

- технологические потери электрической энергии в элементах схемы;

- погрешность средств учета;

- бесприборное потребление систем освещения мест общего пользования многоквартирных домов.

Перечисленные составляющие определяются расчетным путем. Необходимо отметить, что расход электрической энергии на освещение мест общего пользования многоквартирных домов может быть учтен приборами. Однако в преобладающем большинстве случаев учет потребления электрической энергии системами освещения мест общего пользования многоквартирных домов в населенных пунктах Костромской области не организован. По этой причине данная составляющая, как правило, определяется расчетным путем.

Потери электрической энергии в сетях подразделяются на постоянные (дЭпост), не зависящие от величины присоединенной нагрузки, и переменные (дЭпер), размер которых пропорционален количеству электроэнергии, проходящему по сети. Или:

НБд = дЭ = дЭпост+дЭпер, кВт*час

2.1. Постоянные составляющие - это потери холостого хода (в магнитопроводах) трансформаторов (дЭтр.пост) и потребление мест общего пользования многоквартирных домов (дЭмоп). Или:

дЭпост = дЭтр.пост+дЭмоп, кВт*час.

Величина постоянных потерь рассчитывается в натуральном выражении единожды. В дальнейшем при определении допустимого небаланса используется первоначально рассчитанное их значение.

2.1.1. Потери холостого хода в трансформаторах относятся к технологическим потерям.

Размер постоянных потерь электроэнергии отдельно взятого трансформатора определяется по формуле:

дЭа.тр.пост = дРх.х*Тп, кВт*час.

дРх.х - мощность потерь холостого хода трансформатора, кВт. Принимается в соответствии с таблицей 2.1, прилагаемой к настоящей методике.

Тп - фактическое время работы трансформатора под напряжением за расчетный период, час.

Если рассматриваемый локальный участок содержит большое количество трансформаторов, расчет сводится в таблицу:

№ п/п

тр

кВ*А

дРхх

кВт

Тп

час

дЭа.тр.пост

кВт*час

1

2

3

4

5

Всего:______________

2.1.2. Количество электрической энергии, расходуемой на освещение мест общего пользования (лестничных площадок, тамбуров, подвалов, чердаков придомовой территории) многоквартирных домов (дЭмоп).

При наличии приборов учета ее количество определяется на основании их показаний. При их отсутствии - расчетным путем, исходя из мощности установленных осветительных приборов и времени их работы по формуле:

дЭмоп = Еру*Ту+ЕРп*Тп+ЕРч*Тч+ЕРл*Тл, кВт*час.

Ту, Тп, Тч, Тл - время работы осветительных приборов за расчетный период, час, соответственно придомовой территории, подвалов, чердаков, лестничный площадок и чердаков принимается на основании фактических данных.

При их отсутствии расчет производится, исходя из продолжительности работы освещения лестничных площадок и тамбуров (Тл) в темное время суток. Суточная длительность функционирования осветительных приборов придомовых территории (Ту) принимается с учетом наличия сумеречного времени, которое составляет 1 час! Продолжительность работы наружного освещения меньше темного времени суток на 1 час.

Для условий Костромской области длительность темного времени суток принимается в соответствии с таблицей 2.2, прилагаемой к настоящей методике.

В случае, если фактический расчетный период не совпадает с указанным в таблице 2.2, прилагаемой к настоящей методике, производится корректировка продолжительности темного времени суток путем принятия соответствующих соразмерных значений.

Длительность работы осветительных приборов, установленных в подвалах и чердаках, зависит от назначения использования этих помещений. В расчетах принимается фактическая продолжительность их работы, которая определяется путем проведения мониторинга.

ЕРу, ЕРп, ЕРч, ЕРл - суммарная мощность осветительных приборов, кВт, установленных в местах общего пользования, соответственно для освещений лестничных площадок, тамбуров, придомовой территории, подвалов и чердаков. В случае, если отсутствует информация о мощности используемых источников света рекомендуется принимать мощность одной светоточки: Рл=Рп=Рч=0,06 кВт, Ру=0,25 кВт.

При отсутствии данных о количестве осветительных приборов, установленных в тамбурах и на лестничных площадках, расчет их суммарной мощности (ЕРл) допускается производить по формуле:

ЕРл=др*ЕF, кВт.

др=0,01 кВт/м2 - удельная мощность освещения тамбуров лестничных площадок.

ЕF - суммарная площадь лестничных площадок и тамбуров, м2.

2.2. Переменные составляющие - это потери, обусловленные погрешностями приборов учета (дЭпр), и нагрузочные технологические потери в элементах сетей. К последним относятся потери короткого замыкания (в обмотках) силовых трансформаторов (дЭа.тр.пер), наружных линиях электропередач (дЭа.л) и внутренних электропроводках (дЭвэп). Или:

дЭпер=дЭпр+дЭа.тр.пер+дЭа.л+дЭвэп, кВт*час.

С целью упрощения последующих расчетов, связанных с периодическим составлением балансов, переменные составляющие потерь, определяемые по нижеприведенной методике, выражают в процентах (д%) от полезного потребления (Эа) Или:

д%=дЭпер*100%/Эа,%.

В дальнейшем в периодически составляемых балансах, а также в других случаях величину переменной составляющей определяют через первоначально установленный процент. Или: дЭпер= д%*Эа/100, кВт*час.

2.2.1. Нагрузочные технологические потери в наружных линиях электропередач.

С целью определения потерь в линиях электропередач их условно разделяют на расчетные участки, имеющие одинаковые нагрузку, и сечение проводов.

Размер потерь отдельно взятого расчетного участка линии электропередач, выполненной в трехфазном исполнении, определяется по формуле:

дЭа.л.=Эа2*Кф2*1,1*р20*L/Uн2*cjs2ф*Тп*q, кВт*час.

Эа - активная энергия, прошедшая за расчетный период к потребителям через расчетный участок линии электропередач (кВт*час).

Кф - коэффициент формы графика нагрузки определяется расчетным путем на основании данных, полученных путем проведения измерений. При отсутствии данных принимаются следующие значения:

- для 3-х сменной работы Кф = 1,05;

- для 1-но сменной работы Кф = 1,25;

- для объектов жилья, соцкультбыта и бюджетных учреждений Кф = 1,1.

1,1 - коэффициент, учитывающий скрутку и расположение жил, сопротивление контактов, провис провода или непрямолинейность кабеля, температуру проводника, поверхностный эффект сопротивления.

Р20 - удельное сопротивление жилы при 20 С, Ом*мм2/м. Рекомендуется принимать следующие значения:

- для меди р20=0,0175 Ом*мм2/м;

- для алюминия р20=0,0295 Ом*мм2/м;

- для стали р20=0,12 Ом*мм2/м.

L - длина расчетного участка линии, км.

Uн - номинальное линейное напряжение трехфазной сети, кВ.

cosф - коэффициент мощности принимается на основании результатов измерений. При их отсутствии рекомендуются следующие значения:

- для городских потребителей cosф=0,9;

- для потребителей, расположенных в сельской местности cosф=0,8;

Тп - фактическое время работы линии под напряжением за расчетный период, час.

q - сечение проводника участка линии, мм2.

Если линия выполнена в двухпроводном (однофазном) исполнении, расчет потерь производится по формуле:

дЭа.л.=2*Эа2*Кф2*1,1*р20*L/Uнф2*cos2ф*Тп*q, кВт*час.

Uнф - номинальное напряжение однофазной сети, кВ.

В случае наличия большого количества расчетных участков определение потерь сводится в таблицу:

№ п/п

Эа

кВт*час

Кф

Р20

Ом*мм2/м

км

н

кВ

ф

Тп

час

Мм2

дЭа.л.

кВт*час

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Всего:___________

2.2.2. Нагрузочные технологические потери во внутренних электропроводках (дЭвэп) определяются в соответствии с пунктом 2.2.1 настоящей методики. При наличии большого количества расчетных участков их определение также сводится в таблицу:

№ п/п

Эа

кВт*час

Кф

Р20

Ом*мм2/м

км

н

кВ

ф

Тп

час

Мм2

дЭвэп

кВт*час

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Всего:___________

2.2.3. Нагрузочные технологические потери в силовых трансформаторах (дЭа.тр.пер).

Размер нагрузочных потерь в отдельно взятом трансформаторе определяется по формуле:

дЭа.тр.пер.=Эа2*дРк.з.*Кф2/Sтр2*cos2ф*Тр, кВт*час

дРк.з - потери короткого замыкания трансформатора, кВт. Принимаются в соответствии с таблицей 2.1, прилагаемой к настоящей методике.

Sтр - полная номинальная мощность трансформатора, кВА.

Тр - время работы трансформатора под нагрузкой за расчетный период, принимается на основании фактических данных. При их отсутствии рекомендуются следующие значения:

- при односменной работе Тр=200 час в месяц;

- при двухсменной работе Тр=450 час в месяц;

- при трехсменной работе Тр=700 час в месяц;

- для объектов жилья, соцкультбыта и бюджетных учреждений Тр=400 час в месяц.

Если рассматриваемый локальный участок содержит большое количество трансформаторов, расчет сводится в таблицу:

№ п/п

тр

кВА

дРк.з

кВт

Эа

кВт* час

Кф

ф

Тр

час

дЭа.тр.пер

кВт*час

1

2

Всего: __________________

2.2.4. Потери, обусловленные погрешностями средств учета (дЭпр).

Максимально возможные потери электрической энергии, обусловленные наличием погрешности средств учета, определяются по формуле:

дЭпр = бпр*Эа/100, кВт*час.

Эа - количество электрической энергии, использованное всеми потребителями локального участка за расчетный период, кВт*час.

бпр - суммарная предельная погрешность средств учета локального участка сети, выраженная в %, определяется по формуле:

бпр=V(Еюi2*Кi2)+бик2,%.

Кi - доля каждого потребителя в общем потреблении электроэнергии, определяется по формуле:

Кi=Эаi/Эа

Эаi - количество электроэнергии, потребленное i- м потребителем.

бик, бi - предельная погрешность измерительного комплекса соответственно группового учета и индивидуального, установленного у i-гo потребителя, выраженная в %, определяется по формуле:

бик=1,1*Vбсч2+бтт2+бтн2, %

бi=1,1*Vбсч2+бттi2+бтнi2, %

бсч, бтт, бтн - предельная относительная погрешность, выраженная в %, соответственно прибора учета, измерительных трансформаторов тока и напряжения принимается равной их классу точности согласно паспортным данным.

При отсутствии данных допускается принимать для счетчиков индукционного типа выпуска до 2000г. - бсч=2,5, изготовленных позднее этого срока - бсч=2,0, для электронных счетчиков - бсч=1,0 для трансформаторов тока - бтт=0,5, для трансформаторов напряжения - бтн=0,5.

Если присоединенные к данному локальному участку сети потребители имеют более 5-ти точек учета, погрешность расчетных средств учета, регистрирующих количество потребленной электроэнергии, допускается не учитывать. В этом случае при проведении практических расчетов предельная погрешность рассматриваемого локального участка принимается равной погрешности установленного в его головной части измерительного комплекса, учитывающего количество отпущенной электроэнергии. Или: бпр = биk.

Таблица 2.1.

(изображение не поддерживается)

Таблица 2.1.

(изображение не поддерживается)

Приложение № 3

к положению о контроле за расходом

и отпуском электрической энергии

Методика

расчета потерь электроэнергии на основании укрупненных нормативов

При проведении ориентировочных расчетов по контролю за расходом и отпуском электрической энергии, не связанных с осуществлением ее оплаты, допускается производить определение потерь электрической энергии в сетях на основании укрупненных нормативов. К потерям электрической энергии в сетях (дЭ), обуславливающим наличие небаланса (НБ), относятся следующие составляющие:

- технологические потери электрической энергии в элементах схем электроснабжения;

- погрешность средств учета;

- бесприборное потребление систем освещения мест общего пользования многоквартирных домов.

Названные составляющие подразделяются на постоянные (дЭпост) и переменные (дЭпер). Или:

НБ = дЭ = дЭпост+дЭпер, кВт*час.

3.1. Постоянные составляющие (дЭпост) не зависят от величины нагрузки. Единожды определенный в натуральном выражении их размер в дальнейшем используется в периодически составляемых балансах. К постоянным составляющим относятся потери холостого хода (в магнитопроводах) трансформаторов (дЭа.тр.пост) и потребление осветительных приборов, установленных в местах общего пользования многоквартирных домов (дЭмоп).

дЭпост = дЭа.тр.пост+ дЭмоп, кВт*час.

3.1.1. Постоянные потери в силовых трансформаторах, которые являются технологическими потерями, рассчитываются по формуле:

дЭа.тр.пост=2,99*Тп*ESтр, кВт*час

Тп- время работы трансформатора под напряжением за расчетный период, час. ESтр - суммарная мощность силовых трансформаторов локального участка сети, МВА.

3.1.2. Количество электрической энергии, расходуемой на освещение мест общего пользования многоквартирных домов, для условий Костромской области определяется следующим образом:

дЭмоп = дWмоп*F кВт*час

F - общая площадь квартир жилого дома, м2.

дWмоп - удельный норматив электропотребления мест общего пользования на 1м2 жилой площади многоквартирного дома принимается в соответствии с прилагаемой таблицей 3.1.

Таблица 3.1.

(изображение не поддерживается)

Примечание: МОП - места общего пользования.

В случае, если фактический расчетный период не совпадает с указанным в таблице 3.1, прилагаемой к настоящей методике, производится корректировка удельного норматива электропотребления мест общего пользования путем принятия соответствующих соразмерных значений.

3.2. Переменные составляющие (дЭпер) напрямую зависят от количества электрической энергии, проходящей по локальному участку. К ним относятся нагрузочные потери в наружных сетях напряжением (6-10) кВ (дЭсн), сетях низкого напряжения 0,4 кВ (дЭнн), внутренних электропроводках (дЭвэн) и потери, обусловленные погрешностями средств учета (дЭпр). Или:

дЭпер=дЭсн+дЭнн+дЭвэн+дЭпр, кВт*час.

Переменные составляющие выражаются в процентах от полезного потребления (Эа):

д%=дЭпер*100/Эа,%

В дальнейшем при проведении расчетов размер переменных потерь определяется через первоначально установленный их процент.

3.2.1. Нагрузочные потери в наружных сетях напряжением (6-10) кВ (дЭсн) определяются по формуле:

дЭсн = 0,0071*Эа, кВт*час.

Эа - активная энергия, кВт*час, потребленная за расчетный период присоединенными к данному локальному участку сети потребителями.

3.2.2. Нагрузочные потери в наружных сетях низкого напряжения (дЭнн) и внутренних электропроводках (дЭвэп) определяются по формуле:

дЭнн(дЭвэп)=дWнн*L, кВт*час - для наружных и внутренних сетей трехфазного исполнения.

дЭнн(дЭвэп)=2*дWнн*L, кВт*час - для сетей и электропроводок однофазного исполнения.

L - длина воздушной (кабельной) линии или внутренней электропроводки, км.

дWнн - удельный норматив потерь на 1 км сетей низкого напряжения, кВт*час/км, принимается в соответствии с прилагаемой таблицей 3.2.

Таблица 3.2.

(изображение не поддерживается)

В случае, если фактический расчетный период не совпадает с указанными в таблице 3.2, прилагаемой к настоящей методике, производится корректировка удельного норматива потерь наружных и внутренних сетей низкого напряжения путем принятия соответствующих соразмерных значений.

Данный метод не применяется для низковольтных сетей и внутренних электропроводок с сечением проводов менее 16 мм2.

В случае определения потерь во внутренних электропроводках многоквартирных жилых домов (дЭвдэс) их количество рассчитывается по формуле:

дЭвдэс= 0,005*Эа, кВт*час.

Эа - количество электроэнергии, кВт*час, отпущенное потребителям жилого дома за расчетный период.

3.2.3. Потери, обусловленные погрешностями приборов учета (дЭпр), определяются по формуле:

дЭпр=бпр*Эа/100, кВт*час.

Эа - количество электрической энергии, принятое потребителями локального участка за расчетный период, кВт*час.

В случае использования соответствующих установленным требования измерительных трансформаторов тока и напряжения класса точности - 0,5 и индукционных счетчиков электрической энергии класса точности - 2,5, данные о метрологической поверки которых отсутствуют, суммарная погрешность средств учета локального участка сети принимается бпр=2,5. Если класс точности индукционных счетчиков составляет 2,0 - бпр=2,0. При использовании электрон счетчиков - бпр= 1,0.

Приложение № 4

к положению о контроле за расходом и отпуском

электрической энергии

Пример

составления балансов отпущенной и потребленной электрической энергии

Организацией осуществляется поставка электрической энергии расположенным в городской местности 20 одноквартирным жилым домам усадебного типа и 40-квартирному жилому дому, присоединенным к находящимся в собственности организации электрическим сетям, к которым относятся воздушная и кабельная линия напряжением 0,4 кВ, трансформаторная подстанция 10/0,4 кВ и воздушная линия напряжением 10 кВ.

Дома усадебного типа, имеющие однофазную нагрузку, присоединены к отходящей от подстанции 10/04 кВ с трансформатором ТМ-160/10 (Sтр=160кВА) воздушной низковольтной (Uн=0,4kB) линии (ВЛ04-01) трехфазного исполнения с проводом А-25 (q=25 мм2, р20=0,0295 Ом*мм2/м) длиной L=0,6 км. Ответвления к домам выполнены в однофазном исполнении (Uн=0,22kB) проводом А-16 (q=16мм2, р20=0,0295 Ом*мм2/м). Длина каждого ответвления L=0,02 км. Потребители равномерно распределены по длине линии. Через равные промежутки длиной L=0,06 км выполнено два ответвления, к каждому из которых присоединено соответственно по одному жилому дому. Присоединенная нагрузка равномерно распределена по трем фазам ВЛ04-01.

Многоквартирный пятиэтажный дом жилой площадью F=2070 м2 присоединен к подстанции через выполненную в трехфазном исполнении низковольтную кабельную линию (КЛ04-01) длиной L=50м сечением токоведущей жилы q=70 мм2, изготовленной из алюминия (р20=0,0295 Ом*мм2/м).

Трансформаторная подстанция 10/04 кВ присоединена к принадлежащему ОАО «Костромаэнерго» центру питания 110/35/10 кВ через воздушную линию (ВЛ10) с проводом АС-16 (q=16 мм2, р20=0,0295 Ом*мм2/м) напряжением Uн=10 кВ, длиной L=1,8 км.

Расчеты между организацией и ОАО «Костромаэнерго» осуществляются на основании показаний измерительного комплекса (Who), установленного на границе балансовой принадлежности, в распределительном устройстве 10кВ названного центра питания. В состав комплекса (Who) входят измерительные трансформаторы тока и напряжения класса точности - 0,5, электронный счетчик класса точности - 1,0. Оплата электроэнергии бытовыми потребителями производится организации в соответствии с показаниями индивидуальных однофазных счетчиков индукционного типа прямого включения класса точности - 2,5.

Для организации контроля за количеством отпущенной и потребленной электроэнергии установлено два измерительных комплекса технического учета. Оба комплекса состоят из трансформаторов тока класса точности - 0,5 и электронных счетчиков класса точности - 1,0. Один из комплексов (Wh1), учитывающий количество электрической энергии, отпущенной домам усадебного типа, установлен в головной части локального участка, в распределительном устройстве напряжения 0,4 кВ подстанции 10/04кВ. Вторым комплексом (Wh2), смонтированным в распределительном устройстве 40-квартирного жилого дома, и осуществляется контроль за потреблением электрической энергии жителями этого дома. Вышеперечисленными средствами учета, данные о метрологической поверки которых отсутствуют, зарегистрировано за период с 01.01.2005г. по 31.03.2005г. следующее количество электрической энергии:

- расчетными приборами учета, установленными у жителей 40-квартирного жилого дома Эа= 19200 кВт*час, домов усадебного типа Эа=10800 кВт*час;

- средствами технического (группового) учета, установленными в распределительном устройстве 40-квартирного жилого дома (Wh2) Эот=22000 кВт*час, распределительном устройстве напряжения 0,4 кВ трансформаторной подстанции (Wh1) Эот=11500 кВт*час;

- измерительным комплексом расчетного учета, установленным на центре питания акционерного общества «Костромаэнерго» (Wh0) Эот=35000 кВт*час.

С целью осуществления контроля за количеством электрической энергии потребляемой абонентами, а также предъявляемой к оплате акционерным обществом «Костромаэнерго», данная сеть, представленная на схеме, условно разделяется на три локальных участка.

(изображение не поддерживается)

К локальному участку № 1 отнесена линия ВЛ04-01 с присоединенными к ней домами усадебного типа, локальному участку № 2 - 40-квартирный жилой дом, локальному участку № 3 - кабельная линия КЛ04-01, трансформаторная подстанция ТП 10/04 кВ и высоковольтная воздушная линия ВЛ10.

4.1. Баланс локального участка № 1.

Схема локального участка №1

(изображение не поддерживается)

В соответствии с методикой, установленной приложением №2 к Положению, для определения допустимого небаланса (НБд) локального участка производится расчет потерь (дЭ), которые будут иметь место в линии ВЛ04-01 (дЭа.л.м), ответвлениях к вводам в жилые дома (дЭа,л.отв), а также обусловленных наличием погрешности средств учета (дЭпр). Перечисленные потери относятся к переменным составляющим баланса.

4.1.1. Нагрузочные технологические потери в наружных линиях электропередач состоят из потерь в воздушной линии ВЛ04-01 (дЭа.л.м) и ответвлениях (дЭа.л.отв).

4.1.1.1. Потери в воздушной линии ВЛ04-01 (дЭа.л.м).

Для проведения расчетов линия условно разделяется на расчетные участки, каждый из которых имеет одинаковую нагрузку. Данному условию соответствуют участки протяженностью L=0,06 км, расположенные между соседними ответвлениями. Потери по каждому расчетному участку определяются по формуле:

дЭа.л.=Эа2*Кф2*1,1*р20*L/Uн2*cos2ф*Тп* q, кВт*час.

Ввиду того, что к потребителям локального участка №1 отнесены жилые дома усадебного типа, их электропотребление незначительно отличается друг от друга. Учитывая данное обстоятельство, а также с целью упрощения расчета размер потерь определяется не на основании фактического количества электрической энергии, прошедшей через каждый расчетный участок, а исходя из средней величины электропотребления жилого дома (Эа.о).

Эа.о.=Эа/n, кВт*час.

n =20 - количество потребителей.

Эа.о=10800/20=540 кВт*час.

Количество электрической энергии, прошедшей через расчетный участок, (Эа) принимается, исходя из полученной средней величины потребления жилого дома (Эа.о).

Расчет сводится в таблицу.

(изображение не поддерживается)

Всего 153 кВт*час.

4.1.1.2. Потери в ответвлениях к вводам в жилые дома (дЭа.л.отв).

С целью упрощения расчета данных потерь их определение также производится не на основании фактической нагрузки каждого ответвления, а исходя из средней величины электропотребления жилого дома (Эа.о=540 кВт*час).

Потери в одном ответвлении (дЭа.л.о).

дЭа.л.о=2*Эа.о2*Кф2*1,1*р20*L/Uн2*cos2ф*Тп*q, кВт*час

дЭа.л.о=2*540*1,1*0,0295*0,02/0,22*0,9*2160*16=0,34 кВт*час

Потери во всех ответвлениях (дЭа.л.отв).

дЭа.л.отв=дЭа.л.о*п, кВт*час.

дЭа.л.отв =0,34*20=7 кВт*час.

Суммарные потери в линии ВЛ04-01 и ответвлениях:

дЭа.л = дЭа.л.м+ дЭа.л.отв ,кВт*час.

дЭа.л=153+7 = 160 кВт*час.

4.1.2. Потери, обусловленные погрешностями средств учета (дЭпр).

Ввиду того, что количество расчетных приборов учета более 5-ти, суммарная предельная погрешность (бпр) локального участка принимается равной погрешности установленного в распределительном устройстве напряжения 0,4 кВ подстанции 10/0,4 кВ измерительного комплекса (бик), регистрирующего количество электрической энергии, отпущенной потребителям.

бпр=бик=1,1*Vбсч2+бтт2, %

бпр=1,1*V1+0,5=1,2%

Потери от приборов учета (дЭпр).

дЭпр= бпр*Эа/100,кВт*час.

дЭпр= 1,2*10800/100 =130 кВт*час.

Общие потери (дЭ) локального участка № 1, обуславливающие наличие допустимого небаланса (НБд), составят:

дЭ=НБд=дЭа.л+дЭпр, кВт*час.

дЭ=НБд=160+130=290 кВт*час.

Данные потери относятся к переменным, которые выражаются в процентах.

д% =290*100/10800=2,7 %.

В дальнейшем при составлении последующих балансов по локальному участку № 1 расчет потерь не производится. Допустимый небаланс определяется через первоначально установленный в результате проведенных выше расчетов процент.

НБд=2,7*Эа/100, кВт*час.

Фактический небаланс определяется как разница количества электрической энергии (Эот), зарегистрированной измерительным комплексом технического учета (Wh1), установленным в распределительном устройстве 0,4 кВ подстанции 10/04 кВ, и суммарными показаниями индивидуальных (расчетных) приборов учета потребителей (Эа). Или:

НБф=Эот-Эа, кВт*час.

НБФ=11500-10800=700 кВт*час.

Условие, определенное приложением №1 к Положению, НБф < НБд по локальному участку №1 не выполняется. Количество электрической энергии неучтенной расчетными средствами учета (дЭн) составляет:

дЭн=700-290=410 кВт*час.

Для выявления неучтенного электропотребления необходимо разработать и реализовать мероприятия по проверке средств учета и их схем подключения, а также обнаружению возможных фактов хищения электрической энергии. При отсутствии возможности выполнить данные работы собственным персоналом, для их выполнения необходимо привлечь специализированные организации, осуществляющие энергетические обследования. Потребителям, у которых будет установлено нарушение учета, должно производится допредъявление в соответствии с методикой, определенной приложением № 1 к Положению.

4.2. Баланс локального участка № 2.

(изображение не поддерживается)

Для установления величины допустимого небаланса производится расчет составляющих баланса, которые не учитываются средствами расчетного учета. Данные составляющие подразделяются на постоянные (дЭпост) и переменные (дЭпер). К постоянным относится количество электрической энергии, расходуемой на освещение мест общего пользования (дЭпост =дЭмоп). К переменным - потери во внутридомовых сетях и обусловленные наличием погрешностей средств учета

(дЭпер=дЭвдэс+дЭпр).

В связи с тем, что данные о конструктивных элементах внутридомовых сетей и осветительных устройствах мест общего пользования отсутствуют, расчет указанных составляющих баланса производится на основании укрупненных нормативов в соответствии с приложением № 3 к Положению.

4.2.1. Постоянные составляющие (дЭпост), к которым относится количество электрической энергии, расходуемой на освещение мест общего пользования (дЭмоп.)

дЭпocт=дЭмоп=дWмоп*F, кВт*час.

дWмоп=1,6 кВт*час/м2 - удельный норматив электропотребления мест общего пользования принимается согласно таблице 3.1 приложения № 3 к Положению.

F =2070м2.

дЭмоп=1,6*2070=3312 кВт*час.

С целью упрощения последующих расчетов, в дальнейшем постоянная составляющая баланса локального участка №2 будет определяться по следующей формуле:

дЭпост=дWмоп*F, кВт*час.

дЭпост=дWмоп*2070, кВт*час.

Для получения размера постоянной составляющей в полученную формулу подставляются определенные согласно таблице 3.1 приложения № 3 к Положению значения удельного норматива электропотребления мест общего пользования (дWмоп) соответствующих расчетных периодов.

4.2.2. Переменные составляющие (дЭпер), к которым относятся:

4.2.2.1. Нагрузочные потери во внутридомовых сетях (дЭвдэс).

дЭвдэс=0,005*Эa, кВт*час.

Эа=19200 кВт*час.

дЭвдэс=0,005*19200=96 кВт*час.

4.2.2.2. Потери, обусловленные погрешностями приборов учета (дЭпр).

дЭпр=бпр*Эа/100, кВт*час.

бпр=1,0% принимается в соответствии с п.3.2.3 приложения № 3 к Положению.

Эа=19200 кВт*час

дЭпр=1,0*19200/100=192 кВт*час.

Переменные составляющие баланса будут равны:

дЭпер= дЭвдэс+дЭпр, кВт*час.

дЭпер=96+192=288 кВт*час.

Или в процентах:

д%=дЭпер*100/Эа,%

д%=288* 100/19200=1,5%.

В дальнейшем, при составлении последующих балансов по локальному участку № 2 определение переменной составляющей осуществляется через первоначально установленный в результате проведенных выше расчетов процент по формуле:

дЭпеp=1,5*Эа/100, кВт*час.

Допустимый небаланс (НБд) локального участка № 2, обусловленный наличием потерь (дЭ):

НБд= дЭ =дЭпост +дЭпер, кВт*час.

НБд=3312+288=3600 кВт*час.

Фактический небаланс определяется как разница между количеством электрической энергии, зарегистрированной измерительным комплексом (Wh2) группового (общедомового) учета, установленным в распределительном устройстве жилого дома (Эот), и суммарными показаниями индивидуальных (квартирных) приборов учета жителей (Эа). Или:

НБф=Эот-Эа, кВт*час.

НБф=22000-19200=2800 кВт*час

Условие, определенное приложением № 1 к Положению, НБф < НБд по локальному участку № 2 выполняется.

В дальнейшем, при составлении последующих балансов по локальному участку № 2 расчет потерь не производятся. Допустимый небаланс определяется по формуле:

НБд=дЭ =дЭпост+дЭпер, кВт*час.

НБд=дWмоп*2070+1,5*Эа/100, кВт*час.

Для определения размера допустимого небаланса в полученную формулу подставляются значения удельного норматива мест общего пользования (дWмоп) для соответствующих расчетных периодов согласно таблице 3.1 приложения № 3 к Положению и количество электрической энергии, зарегистрированного квартирными приборами учета жителей 40-квартирного жилого дома.

4.3. Баланс локального участка № 3.

Схема локального участка № 3

(изображение не поддерживается)

Допустимый небаланс локального участка № 3, расчет которого производится в соответствии с приложением № 2 к Положению, обусловлен наличием потерь электрической энергии в воздушной линии напряжением 10 кВ (ВЛ10), силовом трансформаторе ТМ-160/10 подстанции 10/0,4 кВ, кабельной линии напряжением 0,4 кВ (КЛ04-01) и погрешности средств учета. Данные составляющие подразделяются на постоянные (дЭпост) и переменные (дЭпер). К постоянным относятся потери холостого хода в силовом трансформаторе ТМ-160/10 (дЭпост=дЭа.тр.пост). К переменным относятся нагрузочные потери в воздушной линии ВЛ10, кабельной линии КЛ04-01 и трансформаторе ТМ-160/10, а также, обусловленные наличием погрешности средств учета (дЭпер=дЭа.вл+дЭа.кл+дЭа.тр.пер+дЭпр). Расчет указанных составляющих баланса производится в соответствии с приложением № 2 к Положению.

43.1. Постоянные составляющие баланса (дЭпост), к которым относятся потери холостого хода (в магнитопроводах) трансформатора (дЭа.тр.пост).

дЭа.тр.пост= дРхх*Тп, кВт*час.

дРхх=0,54 кВт (таблица 2.1 приложения № 2 к Положению).

Тп=2160 час. - время работы трансформатора, равное продолжительности расчетного периода.

дЭа.тр.пост=0,54*2160=1166 кВт*час.

дЭпост= дЭа.тр.пост=1166 кВт*час.

4.3.2. Переменные составляющие (дЭпер), к которым относятся:

4.3.2.1. Нагрузочные потери в линии напряжением 10кВ ВЛ10 (дЭа.вл).

дЭа.вл=Эа2*Кф2*1,1*р20*L/Uн2*cos2ф*Тн*q, кВт*час

Количество прошедшей по линии ВЛ10 электрической энергии (Эа) определяется как суммарные показания измерительных комплексов технического (группового) учета, установленных в распределительных устройствах напряжения 0,4 кВ трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ и многоквартирного жилого дома (Wh1 и Wh2). Или:

Эа=11500+22000=33500 кВт*час.

дЭа.вл=33500*1,1*1,1*0,0295*1,8/10*0,9*2160*16=28 кВт*час.

4.3.2.2. Нагрузочные потери в кабельной линии КЛ04-01 (дЭа.кл) рассчитываются также, как и для линии ВЛ10. Количество прошедшей по линии КЛ04-01 электрической энергии соответствует показаниям измерительного комплекса (Wh2) технического (группового) учета, установленного в распределительном устройстве многоквартирного жилого дома. (Эа=22000 кВт*час)

дЭа.кл=22000*1,1*1,1*0,0295*0,05/1,4*0,9*2160*70=48 кВт*час.

4.3.2.3. Нагрузочные потери в силовом трансформаторе ТМ 160/10 (дЭа.тр.пер).

дЭа.тр.пер=Эа2*дЗк.з*Кф2/Sтр2*cos2ф*Tр, кВт*час

дРкз=3,1 кВт (таблица 2.1 приложения №2 к Положению).

Через силовой трансформатор и линию ВЛ10 проходит одинаковое количество электрической энергии. Эа=33500 кВт*час.

дЭа.тр.пер=33500*3,1*1,1/160*0,9*4,,=508 кВт*час

4.3.2.4. Потери, обусловленные погрешностями средств учета (дЭпр).

В состав средств учета локального участка № 3 входят три измерительных комплекса, установленные в следующих местах: на головной подстанции 110/35/10 кВ, принадлежащей ОАО «Костромаэнерго» (Wh0), в распределительное устройстве 0,4 кВ подстанции 10/04 кВ (Wh1) и распределительном устройстве 40-квартирного жилого дома (Wh2). Их суммарная погрешность определяется по формуле:

бпр=V(Eбi2*Кi2)+бик2, %

Измерительные комплексы, установленные в распределительном устройстве 0,4 кВ подстанции 10/0.4 кВ (Wh1) и на вводе в 40-квартирный жилой дом (Wh2) состоят из трансформаторов тока (бтт=0,5) и электронных счетчиков (бсч=1,0).

Погрешность каждого из них составит:

бi=б1=б2=1,1* Vбсч2+бтт2, %

бi=б1=б2=1,1* V1,0+0,5=1,2 %.

Кi=Эаi/Эа

К1=Эа1/Эа=11500/33500=0,34 - доля в общем электропотреблении количеств; отпущенной жителям домов усадебного типа электрической энергии зарегистрированной измерительным комплексом (Wh1), установленным распределительном устройстве 0,4 кВ подстанции 10/0,4 кВ.

К2= Эа2/Эа 22000/335000=0,66 - доля потребителей локального участка № 2 отпуск электроэнергии которым регистрируется измерительным комплекса (Wh2), установленным в распределительном устройстве 40-квартирного жилого дома.

Измерительный комплекс (Who), установленный на головной подстанции 110/35/10 кВ, состоит из трансформаторов напряжения (бтн=0,5), тока (бтт=0,5) и электронного счетчика (бсч=1,0).

бик=1,1* Vбсч2+бтт2+бтт2, %

бик=1,1* V1,0+0,5+0,5=1,3%

Суммарная погрешность средств учета локального участка № 3:

бпр=V(Ебi2*Кi2)+бик2, %

бпр=V(1,2*0,34+1,2*0,66+1,3=1,6%

Потери, связанные с погрешностью средств учета составят:

дЭпр=бпр*Эа/100, кВт*час.

дЭпр=1,6*33500/100=536 кВт*час.

Переменные потери:

дЭпер,=дЭа.вл+дЭа.кл+дЭа.тр.пер+дЭпр, кВт*час.

дЭпер=28+48+508+536=1120 кВт*час.

Или в процентах:

д%=1120*100/33500=3,3%

В дальнейшем, при составлении последующих балансов по локальному участку № 3 определение переменной составляющей осуществляется через первоначально установленный процент по формуле:

дЭпер=3,3*Эа/100, кВт*час.

Допустимый небаланс локального участка № 3 составит:

НБд=дЭ=дЭпост+дЭпер, кВт*час.

НБд=1166+1120=2286 кВт*час.

Фактический небаланс:

НБд=Эот-Эа, кВт*час.

НБф=35000-33500=1500 кВт*час.

Условие, определенное приложением №1 к Положению, НБф < НБд по локальному участку № 3 выполняется.

В дальнейшем, при составлении последующих балансов по локальному участку № 3 расчеты потерь не производятся. Допустимый небаланс определяется по формуле:

НБд=дЭпост+дЭпер, кВт*час.

НБд=1166+3,ЗЭа/100, кВт*час,

Для установления величины допустимого небаланса в полученную формулу подставляется количество электрической энергии (Эа), равное суммарным показаниям измерительных комплексов, установленных в распределительных устройствах трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ (Wh1) и 40-квартирного жилого дома (Wh2).