Методика вычисление платы за перетекание реактивной

Об утверждении Методики вычисления платы за
перетекание реактивной электроэнергии
Приказ Министерства топлива и энергетики Украины
от 17 января 2002 года N 19
Зарегистрировано в Министерстве юстиции Украины
1 февраля 2002 г. за N 93/6381
С
целью
дальнейшего
упорядочивания
взаимоотношений
между
електропередавальними организациями и потребителями относительно перетікань
реактивной электроэнергии, в соответствии с Законом Украины
"Об
электроэнергетике", Правил пользования электрической энергией, утвержденных
постановлением Национальной комиссии регулирования электроэнергетики Украины от
31.07.96 N 28 и зарегистрированных в Министерстве юстиции Украины 02.08.96 за N
417/1442, но Положения о Министерстве топлива и энергетики Украины, утвержденного
Указом Президента Украины от 14.04.2000 N 598/2000, ПРИКАЗЫВАЮ:
1. Утвердить Методику вычисления платы за перетекание реактивной электроэнергии
между електропередавальною организацией и ее потребителями (далее - Методика),
которая прибавляется.
2. Государственному департаменту электроэнергетики (Дацишину), Управлению
правового обеспечения (Матвеевий) в установленном порядке подать отмеченную
Методику на государственную регистрацию к Министерству юстиции Украины.
3.
Установить,
что
применение
електропередавальних организаций
электроэнергии,
проектных
и
соответствующего профиля.
Методики
является
обязательным
для
всех форм собственности, потребителей
научно-исследовательских
организаций
4. Считать приказ Минэнерго Украины от 14.11.97 N 37 "Об утверждении Методики
расчетов платы за перетекание реактивной электроэнергии между енергопостачальною
организацией и ее потребителями" и приказ Минпаливенерго Украины от 19.10.2001 N
445 "О внесении изменений и дополнений к приказу Минэнерго Украины от 14.11.97 N
37" такими, которые потеряли действие.
5. Контроль за выполнением этого приказа положить на заместителя Государственного
секретаря Андрийчука Ю. А.
Министр
В. Гайдук
УТВЕРЖДЕНО
приказом Министерства топлива и энергетики Украины
от 17 января 2002 г. N 19
Зарегистрировано
в Министерстве юстиции Украины
1 февраля 2002 г. за N 93/6381
МЕТОДИКА
вычисление платы за перетекание реактивной
электроэнергии между електропередавальною организацией
и ее потребителями
1. Общие положения
1.1. Эта Методика обязательная для выполнения соответствующим персоналом
Национальной энергетической компании
"Укренерго" и ее региональных
подразделений, енергогенерувальних, енергопостачальних и електропередавальних
организаций всех форм собственности, потребителей электроэнергии, проектных и
научно-исследовательских организаций соответствующего профиля.
Методика ориентирована на рыночные отношения електропередавальних организаций
с потребителями при государственном экономическом регулировании этих отношений
за направлениями энергосбережения, повышения качества электроэнергии и
надежности электроснабжения.
Уменьшение потерь активной электроэнергии, обусловленных перетеканием
реактивных
мощностей,
является
реальной
эксплуатационной
технологией
энергосбережения в электрических сетях.
Эффективное экономическое регулирование реактивных перетікань нужно также для
обеспечения первоочередных стандартных условий качества электрической энергии, а
именно уровней напряжения на границе балансовой принадлежности электросетей
електропередавальної организации и для уменьшения аварийности основного
электрооборудования в энергосистеме и у потребителей электроэнергии.
Во взаимодействии с действующими методиками формирования тарифов на активную
электроэнергию плата за перетекание реактивной электроэнергии является адресным
экономическим стимулом для уменьшения негативного воздействия реактивных
мощностей конкретных потребителей на потери активной электроэнергии в основной и
в распределительной электросетях и на качество напряжения в соответствующем
енергорайоні.
Адресные экономические стимулы для уменьшения негативных воздействий на потери
активной электроэнергии и на качество напряжения определяются посредством:
• узагальнювальних характеристик схемы и режима основной и распределительной
электрической сети, которые имеют название экономических эквивалентов реактивной
мощности (далее - ЕЕРП) в точках питания конкретных потребителей;
• коэффициента стимулирования капитальных вложений в средства компенсации
реактивных мощностей (далее - КРП) в электрических сетях, принадлежащих
потребителям;
• коэффициента учета убытков энергосистемы, которые возникают в часы ночных
провалов суточных графиков электрических нагрузок в условиях генерации реактивной
электроэнергии с электрических сетей потребителей.
Методика учитывает особенности переходного этапа от традиционного учета
электроэнергии без дифференциации ее стоимости по часам суток к раздельному учету
электроэнергии за зонами суточных графиков.
Определенные Методикой информационные и инженерные решения опираются на
достигнутый в электроэнергетике Украины уровень использования современной
компьютерной техники. Основной объем хранения информации, инженерных и
экономических расчетов возложено на базы данных и пакеты программ, которые вошли
к разработанному в 1996 - 99 гг. компьютерного "Комплекса отсчетного анализа
реактивов электрических сетей" (далее - КВАРЕМ). Функциональная корректность
программ вычисления ЕЕРП в составе КВАРЕМ подтверждена сертификатом
соответствия программного средства, выданным 13.12.99.
1.2. Методика обеспечивает:
- адекватное технологическим условиям транспорта и распределения электроэнергии
экономическое стимулирование потребителей к уменьшению перетекания реактивной
мощности и отклонений напряжения на границах раздела балансовой принадлежности
электросетей;
- усовершенствования экономико-организационной и режимной работы в электрических
сетях на основании образования стимулов к упорядочению учета реактивной
электроэнергии, перехода на дифференцированный во времени (зонный) учет,
использования компьютерной техники;
- упорядочение организационных взаимоотношений електропередавальної организации
с потребителями электроэнергии.
2. Использованные величины
2.1. Входные величины, которые получаются инструментальным путем (при
помощи приборов или систем учета электроэнергии):
WP - потребление активной электроэнергии за расчетный период, кВт.год.;
WQсп - потребление реактивной электроэнергии (перетекание реактивной
электроэнергии с сети електропередавальної организации в сеть потребителя) за
расчетный период, кВАр.год.;
WQг - генерация реактивной электроэнергии (перетекание реактивной электроэнергии с
сети потребителя в сеть електропередавальної организации) за расчетный период,
кВАр.год.;
WQспі - потребление реактивной электроэнергии в и-и зоне суточных графиков за
расчетный период, кВАр.год.;
WQгн - генерация реактивной электроэнергии в часы ночных провалов суточных
графиков электрических нагрузок за расчетный период, кВАр.год.
2.2. Входные величины, что при отсутствии у потребителей приборов учета
реактивной электроэнергии определяются расчетным путем:
WQспр - расчетное потребление реактивной электроэнергии, кВАр.год.;
WQгр - расчетная генерация реактивной электроэнергии, кВАр.год.;
 - расчетные потери реактивной электроэнергии в силовом трансформаторе при
условиях, когда он является собственностью потребителя, но учет электроэнергии
установлен на стороне низшего напряжения, кВАр.год.
2.3. Дополнительные величины, которые определяются при помощи компьютерного
комплекса КВАРЕМ при наличии полной информации о параметрах и режимах
магистральной и распределительной электрических сетей:
D1 - первая составная ЕЕРП, что характеризует частицу воздействия реактивного
перетекания через границу раздела электрических сетей електропередавальної
организации и потребителя в расчетном режиме на технико-экономические показатели
в магистральной сети, кВт/кВАр;
D2 - вторая составная ЕЕРП, что характеризует частицу воздействия реактивного
перетекания через границу раздела электрических сетей електропередавальної
организации и потребителя в расчетном режиме на технико-экономические показатели
в распределительной сети, кВт/кВАр;
D = D1 + D2 - суммарный ЕЕРП, что характеризует частицу воздействия реактивного
перетекания через границу раздела електропередавальної организации и потребителя
в расчетном режиме на суммарные технико-экономические показатели в магистральной
и распределительной сети, кВт/кВАр.
2.4. Дополнительные величины, которые определяются при помощи компьютерного
комплекса КВАРЕМ в условиях недостаточной информации о параметрах и режимах
магистральной или распределительной электрической сети:
2.4.1. Значение первой составной ЕЕРП, середньозважене в компьютерной базе
данных для использования что касается центров питания, где отсутствует информация
о параметрах и режимах магистральной сети, кВт/кВАр:
m
D1ср =

1
m
(D1 • Qцж)
/

Qцж,
(2.1)
1
где Qцж - суммарные реактивные нагрузки в максимальном режиме в центрах питания,
для которых собранная и введенная в компьютерную базу полная информация о
параметрах и режиме магистральной сети и выполненных расчетах за пунктом 2.3,
кВАр;
m - число названных центров питания;
D1 - значения первой составной ЕЕРП, определенные за полной информацией для
этих центров питания, кВт/кВАр.
Центрами
питания
названы
узлы,
где
разделяются
распределительная части электрической сети энергосистемы.
магистральная
и
2.4.2. Значение второй составной ЕЕРП, середньозважене в компьютерной базе
данных для использования что касается потребителей, где отсутствует информация о
параметрах и режиме распределительной сети, кВт/кВАр:
m
D2ср =

m
(D2 • Qсп)
/
1

Qсп,
(2.2)
1
где Qсп - суммарные реактивные нагрузки в максимальном режиме у потребителей,
для которых собранная и введенная в компьютерную базу полная информация о
параметрах и режиме распределительной сети и выполненных расчетах за пунктом 2.3,
кВАр;
m - число таких потребителей;
D2 - значения второй составной ЕЕРП, определенные за полной информацией для этих
потребителей, кВт/кВАр.
2.4.3. Значение второй составной ЕЕРП, которое определяется статистически за
компьютерной базой данных для использования что касается потребителей, для
которых предоставлена неполная информация о параметрах и отсутствующая
информация о режиме распределительной сети 10 или 6 кВ, кВт/кВАр:
D2ст = dст • 2R / U2,
(2.3)
где dст - коэффициент, который определяется статистическим анализом в
компьютерной базе данных о параметрах и режиме электрических сетей
електропередавальної организации, кВАр;
R - расчетное активное сопротивление радиуса электрической сети от узла, где
выполнен подсчет ЕЕРП за полной информацией, к границе раздела балансовой
принадлежности с электросетью потребителя, Ом;
U - номинальное напряжение электрической линии, от которой питается
потребитель, кВ.
2.4.4. Расчеты D1 выполняют энергосистемы, D2 - електропередавальні организации.
2.5. Нормативные величины:
2.5.1. Базовое значение коэффициента стимулирования капитальных вложений Сбаз в
средства компенсации реактивных мощностей (КРП), которые необходимо установить в
электрической сети потребителя, принято равным 1,0.
В состав средств КРП входят компенсувальні установки (КУ), средства регулирования
мощности КУ, приборы или системы учета реактивной электроэнергии.
При изменениях экономико-организационных механизмов, стоимостей КУ и
вспомогательного оборудования, эксплуатационных расходов и тому подобное
значение коэффициента Сбаз, перечисленное в соответствии с новыми условиями,
утверждается Минпаливенерго.
2.5.2. Коэффициент учета убытков энергосистемы К, что возникают при генерации
реактивной электроэнергии с электрических сетей потребителей через повышение
напряжения, необходимость работы магистральной сети по ненормальным схемам со
значительным увеличением потерь активной электроэнергии, повреждения основного
электрооборудования, нарушения электроснабжения и через опасность нарушений
живучести энергосистемы, принято равным 3.
3. Порядок проведения расчетов за перетекание реактивной
электроэнергии
3.1. Расчеты за перетекание реактивной электроэнергии с сети електропередавальної
организации и за генерацию в ее сеть согласно соответствующим дополнениям к
Договорам, предусмотренным Правилам пользования электрической энергией,
утвержденным
постановлением
Национальной
комиссии
регулирования
электроэнергетики Украины от 31.07.96 N 28 и зарегистрированными в Министерстве
юстиции Украины 02.08.96 за N 417/1442, осуществляются со всеми потребителями
(кроме населения), которые имеют суммарное среднемесячное потребление активной
электроэнергии за всеми точками учета на одной площадке 5000 кВт.год. но больше.
Площадками называются территориально отделенные (расположенные за различными
адресами) объекты потребителя (цеха, подразделения и тому подобное), которые не
имеют внутренних электрических связей между собой.
Среднемесячное потребление определяется, как правило, по данным года, который
предшествует расчету ЕЕРП; для сезонных потребителей - по данным периода
сезонной работы; для неритмично работающих предприятий - по данным рабочих
месяцев; для новых потребителей - по данным проектной организации.
3.2. Контроль фактического потребления реактивной электроэнергии может
осуществляться традиционными счетчиками реактивной энергии или счетчиками
зонного учета, которые фиксируют потребление реактивной электроэнергии за каждую
зону суточного графика. Все названные счетчики должны иметь стопоры обратного
хода.
3.3. В условиях возможности возникновения встречных перетікань реактивной
мощности с сети потребителя в сеть електропередавальної организации (генерация
реактивной энергии) на границе раздела отмеченных сетей необходимо иметь
отдельный учет потребления и генерации реактивной электроэнергии.
Расчетные приборы учета, которые контролируют генерацию реактивной
электроэнергии в сеть електропередавальної организации, должны быть установлены
выше точек присоединений всех имеющихся в наличии в сети потребителя источников
реактивной электроэнергии.
В условиях транзитных схем электроснабжения, которые имеют многостороннее
питание, расчетный учет как потребление, так и генерации реактивной электроэнергии,
должен устанавливаться непосредственно на присоединениях потребителя.
При условии сложной схемы электроснабжения с переменными
перетікань
реактивной
мощности
как
расчетная
может
автоматизированная система учета, которая должна учитывать
соотношения перетікань в соответствующих часовых интервалах и
применения в Украине.
направлениями
использоваться
все возможные
разрешена для
3.4. Плата за потребление и генерацию реактивной электроэнергии определяется
тремя составными величинами
П = П1 + П2 - П3,
(грн.)
(3.1)
где П1 - основная плата за потребление и генерацию реактивной электроэнергии;
П2 - надбавка за недостаточную оснастку электрической сети потребителя средствами
КРП;
П3 - скидка платы за потребление и генерацию реактивной электроэнергии в случае
участия потребителя в оптимальном суточном регулировании режимов сети
електропередавальної организации в расчетный период.
3.5. Основная плата за потребленную и генерируемую реактивную электроэнергию
определяется формулой
n
П1 =

(WQсп + К • WQг) • D • T,
(грн.)
(3.2)
1
где n - число точек расчетного учета реактивной энергии;
WQсп - потребление реактивной энергии в точке учета за расчетный период, кВАр.год.;
WQг - генерация реактивной энергии в сеть електропередавальної организации в точке
учета за расчетный период, кВАр.год.;
К = 3 - нормативный коэффициент учета убытков энергосистемы от генерации
реактивной электроэнергии с сети потребителя;
D - ЕЕРП, что характеризует частицу воздействия реактивного перетекания в точке
учета на технико-экономические показатели в расчетном режиме, кВт/кВАр;
T - фактическая средняя закупочная цена на электроэнергию, сложившуюся за
расчетный период (рассчитывается в соответствии с нормативными документами
НКРЕ), грн./кВт.год.
3.6. Вычисления ЕЕРП выполняются електропередавальною организацией один раз на
два года. Значения ЕЕРП, базового коэффициента стимулирования капитальных
вложений в средства КРП и коэффициента убытков от генерации реактивной мощности
с сети потребителя указываются в Договоре.
Для
новых
потребителей
расчетное
значение
ЕЕРП
определяется
електропередавальною организацией в зависимости от проектных схем питания,
параметров и режима электрической сети.
3.7. При зонном учете основная плата за потребленную и генерируемую реактивную
электроэнергию определяется формулой
n
v
П1 =


1
i=1
WQспі + К • WQгн)
• D • T,
(грн.)
(3.3)
где n - число точек учета аналогично пункта 3.5;
v - число зон суточного графика электрической нагрузки електропередавальної
организации;
i - номер зоны суточного графика;
WQспі - потребление реактивной энергии в точке учета в и-и зоне расчетного периода,
кВАр.год.;
WQгн - генерация реактивной энергии в точке учета в ночных провалах суточных
графиков расчетного периода, кВАр.год.;
К = 3 - нормативный коэффициент аналогично пункта 3.5;
D - ЕЕРП в точке учета аналогично пункта 3.5, кВт/кВАр;
T - фактическая средняя закупочная цена на электроэнергию, сложившуюся за
расчетный период (рассчитывается в соответствии с нормативными документами
НКРЕ), грн./кВт.год.
При условии зонного учета реактивной электроэнергии плата за генерацию
начисляется только в зоне ночного провала суточного графика по вышеупомянутой
фактической средней закупочной цене.
В случаях, когда потребитель рассчитывается за активную электроэнергию за
тарифами, дифференцированными за зонами суток, но приборы учета реактивной
электроэнергии не имеют деления по зонам суток, суммарное потребление и
суммарная генерация реактивной электроэнергии за расчетный период оплачиваются
по вышеупомянутой фактической средней закупочной цене.
3.8. Надбавка за недостаточную оснастку электрической сети потребителя средствами
компенсации реактивной мощности определяется формулой
П2 = П1 • Сбаз • (Кj - 1),
(грн.)
(3.4)
где П1 - суммарная основная плата;
Сбаз = 1,0 - нормативное базовое значение коэффициента стимулирования
капитальных вложений в средства КРП в электрических сетях потребителя;
Кj - коэффициент, который выбирается с табл. 1 в зависимости от фактического
коэффициента мощности потребителя tgj в среднем за расчетный период.
При обчисленні табл. 1 введена зона нечувствительности надбавки П2 к потреблению
реактивной мощности, ограниченная значением предельного коэффициента мощности
- cosjг = 0,97 (tgjг = 0,25).
Надбавка начинает действовать, если фактический коэффициент мощности меньший
приведенного значения cosjг.
3.9. Фактический коэффициент мощности потребителя в среднем за расчетный период
определяется формулой
tgj = WQсп / WP,
(3.5)
где WP - потребление активной электроэнергии за расчетный период, кВт.год.;
WQсп - потребление реактивной электроэнергии за тот же период, кВАр.год.
В случае получения значения tgj больше 2,00 для выбора Кj берется tgj = 2,00.
3.10. Скидка платы за потребление и генерацию реактивной электроэнергии возможна
при условиях достаточной оснастки электрической сети потребителя средствами КРП,
наличии зонного учета потребленной и генерируемой электроэнергии, выполнении
потребителем обусловленного електропередавальною организацией суточного графика
потребления и генерации электроэнергии и наличия его оперативного контроля.
Графики потребления и генерации, а также размеры скидки оговариваются в Договоре.
4. Особые ситуации
4.1. При отсутствии у потребителя приборов учета реактивных перетікань:
4.1.1. Потребление реактивной электроэнергии в точке, где отсутствуют приборы учета,
за расчетный период берется равным потреблению активной электроэнергии с учетом
нормативного коэффициента мощности (tgjн), который равняется:
• для тяговых подстанций железнодорожного транспорта переменного тока - 1,0;
• для тяговых подстанций железнодорожного транспорта
метрополитена и городского электротранспорта - 0,5;
постоянного
тока,
• для других потребителей - 0,8.
4.1.2.
Суммарная
реактивная
электроэнергия,
генерируемая
електропередавальної организации, определяется за формулой
в
WQгр = Qку • tнр,
где Qку - суммарная установленная мощность конденсаторних
электрической сети потребителя, зафиксированная в Договоре, кВАр;
сеть
(4.1)
установок
в
tнр - число часов нерабочего времени потребителя за расчетный период, год.
Если потребитель имеет круглосуточный непрерывный режим производства, то для
него применяются формулы
Qку' = Qку + 0,3 • Pс.д.во/в,
(4.2)
WQгр = Qку' • tк - tgjн • WP,
(4.3)
где Qку - суммарная установленная мощность конденсаторних установок, в т. ч.
устройств технологической КРП, в электрической сети потребителя, зафиксированная в
Договоре, кВАр;
Pс.д.во/в - суммарная установленная мощность высоковольтных (6, 10 кВ) синхронных
электродвигателей в электрической сети потребителя, зафиксированная в Договоре,
кВт;
WP - потребление активной электроэнергии за расчетный период, кВт.год.;
tк - календарное количество часов в расчетном периоде, год.;
tgjн -нормативный коэффициент мощности согласно пункту 4.1.1.
В случае получения за формулой (4.3) величины WQгр < 0 результат принимается
равным нолю.
В случае отключения и опломбировывания средств компенсации реактивной мощности
при оформлении Договора эти средства в расчеты за формулами (4.1 - 4.3) не
включаются.
Расчеты за формулами (4.1 - 4.3) выполняет електропередавальна организация.
4.1.3. В случае, когда граница раздела электрических сетей електропередавальної
организации и потребителя имеет одну или несколько точек раздела, не
оборудованных приборами учета генерации реактивной электроэнергии с сети
потребителя, а он имеет неопломбированные конденсаторні установки и/или
высоковольтные синхронные электродвигатели, для расчета используются формулы
(4.1 - 4.3), а значение ЕЕРП должно быть середньоарифметичним по n точкам учета.
4.2. В случае установления расчетных електролічильників не на границе раздела
балансовой принадлежности электросетей:
4.2.1. Потери реактивной электроэнергии в силовых трансформаторах, расположенных
между точкой раздела и местом установки електролічильників, определяются
расчетным путем и относятся на счет организации, на балансе которой есть
отмеченные
трансформаторы.
Потери
реактивной
электроэнергии
в
струмообмежувальних реакторах, расположенных между точкой раздела и местом
установки електролічильників, не учитываются.
4.2.2. Потери реактивной электроэнергии в силовом трансформаторе определяются
расчетным путем за формулой
 = • tк + kз2 • • tр,
(4.4)
где, - составные потерь реактивной мощности по данным холостого хода и
короткого замыкания силового трансформатора, кВАр;
tк - календарное количество часов в расчетном периоде, год.;
kз - коэффициент загрузки силового трансформатора за расчетный период;
tр - количество часов работы потребителя за расчетный период, год.
4.2.3. Составные потерь реактивной мощности определяются по паспортными данным
трансформатора:
 = Sн.т. • Iх.х. / 100,
(4.5)
 = Sн.т. • Uк.з. / 100,
(4.6)
где Sн.т. - номинальная мощность трансформатора, кВА;
Iх.х. - ток холостого хода, %;
Uк.з. - напряжение короткого замыкания, %.
4.2.4. Коэффициент загрузки
определяется формулой
силового
трансформатора
за
расчетный
kз = Sф / Sн.т.,
период
(4.7)
где Sф - фактическая средняя загрузка трансформатора за расчетный период, кВА;
Sн.т. - номинальная мощность трансформатора, кВА.
4.2.5. Фактическая средняя загрузка трансформатора определяется за фактическим
потреблением электроэнергии:
_________
Sф =


P2 + Q2
,
(4.8)
P = WP / tр,
(4.9)
Q = WQсп / tр,
(4.10)
где WP - потребление активной электроэнергии за расчетный период, кВт.год.;
WQсп - потребление реактивной электроэнергии за расчетный период, кВАр.год.;
tр - количество часов работы потребителя за расчетный период, год.
4.2.6. Расчеты за формулами (4.4 - 4.10) выполняет електропередавальна организация.
Потери реактивной электроэнергии в силовых трансформаторах потребителя,
связанные с передачей энергии его субспоживачам, распределяются между ними
пропорционально частицам потребления активной электроэнергии, но учитываются для
оплаты только теми потребителями, с какими електропередавальна организация или
основной потребитель проводят расчеты за перетекание реактивной электроэнергии.
В случае использования расчетной величины потерь реактивной электроэнергии при
применении тарифов, дифференцированных за зонами суток, она распределяется
пропорционально частицам потребления активной электроэнергии.
4.2.7. В случаях отключения и опломбировывания силового трансформатора
потребителя со стороны высшего напряжения, оплата потерь в трансформаторе не
начисляется.
Если основной потребитель не может отключить трансформатор из-за того, что к нему
подключены другие потребители, то отключаются и пломбируются присоединения
основного потребителя, а потери реактивной электроэнергии в трансформаторе,
обусловленные передачей энергии его субспоживачам, распределяются между ними
пропорционально частицам потребления активной электроэнергии, но учитываются для
оплаты только теми потребителями, с какими електропередавальна организация или
основной потребитель проводят расчеты за перетекание реактивной электроэнергии.
4.2.8. В зависимости от мест установления расчетных електролічильників что касается
границы раздела электросетей, расчетная величина потерь реактивной электроэнергии
прибавляется вычитается ли от определенного счетчиками объема потребления
реактивной электроэнергии. Если при вычитании получен результат, меньший ноля, он
принимается равным нолю.
Объем генерации реактивной электроэнергии для начисления основной платы П1
определяется только за приборами учета, без учета расчетного значения потерь.
При определении фактического коэффициента мощности для начисления надбавки П2,
расчетное значение потерь реактивной электроэнергии в силовых трансформаторах
потребителя не учитывается.
4.3. Привлечение потребителей к регулированию баланса реактивной мощности в
енергорайоні:
4.3.1. Если електропередавальна организация привлекает потребителя к
регулированию баланса реактивной мощности в его енергорайоні в согласованные
часы суточного графика, то потребление и генерация реактивной электроэнергии
должны регистрироваться отдельно для этих часов. График работы, способ учета и
условия оплаты желаемого перетекания реактивной энергии согласовываются
електропередавальною организацией и потребителем и отображаются в Договоре.
4.3.2. При значительных повышениях или снижениях напряжения в отдельных узлах
енергорайону електропередавальна организация имеет право корректировать Договор
для создания специальных режимов работы устройств КРП в электрических сетях
соответствующих потребителей этого енергорайону.
4.3.3. При возможности питания электроустановок потребителя от его собственной
электростанции и от сетей електропередавальної организации расчеты за потребление
и за генерацию реактивной электроэнергии осуществляются только за приборами,
предназначенными для расчетов потребителя с електропередавальною организацией.
4.3.4. Режимы и графики работы генераторов электростанций, синхронных
компенсаторов и других устройств, которые принадлежат потребителям электроэнергии
и способные отдавать реактивную мощность в сеть или потреблять ее с сети,
устанавливаются електропередавальною организацией в зависимости от баланса
реактивной мощности в соответствующем енергорайоні.
Генерация реактивной энергии от таких устройств в сеть електропередавальної
организации осуществляется по специальным соглашениям. В этих случаях должен
быть установленный двонаправлений учет реактивной электроэнергии соответственно
пункту 3.3 этой Методики.
4.3.5. Решение о целесообразности привлечения потребителей к регулированию
баланса реактивной
мощности по специальным
соглашениям
принимает
електропередавальна организация совместно с соответствующей энергосистемой и
потребителем в зависимости от схемы и режима работы основной и
распределительной электросети.
5. Организационные вопросы
5.1. Составные ЕЕРП D1 рассчитываются для каждого центра питания потребителей по
нормальной схеме и характерному режиму основной сети электроэнергетической
системы. Расчетная схема и характерный режим определяются, а результаты расчетов
D1 утверждаются Государственным предприятием "Национальная энергетическая
компания "Укренерго".
Составные ЕЕРП D2 рассчитываются для каждой точки расчетного учета на границе
раздела балансовой принадлежности электросетей електропередавальної организации
и потребителя по нормальным схемам и характерным режимам распределительных
сетей електропередавальних организаций. Расчетные схемы и характерные режимы
определяются, а результаты расчетов D2 утверждаются соответствующими
електропередавальними организациями.
5.2. Предусмотренный пунктом 3.6 Методики двухлетний срок использования значений
ЕЕРП, рассчитанных в переходный период 1998 - 2000 гг., установлено с 01.01.2001.
5.3. Во время вычисления ЕЕРП (составная D2), если учет реактивной электроэнергии
установлено за границей раздела балансовой принадлежности электросетей, силовые
трансформаторы
и
струмообмежувальні
реакторы,
которые
принадлежат
потребителям, но расположенные к точке учета, включаются в схемы их питания. Во
время вычисления ЕЕРП (составная D2) в условиях последовательной связи
электросетей ряда потребителей, наличия питания сети електропередавальної
организации через схемы потребителей и тому подобное, линии электропередачи,
которые принадлежат потребителям, не учитываются. По необходимости участия таких
линий в схемах питания, они задаются с сопротивлением равным нолю.
5.4. Если електропередавальна организация осуществляет расчеты за перетекание
реактивной электроэнергии с основным потребителем независимо от его расчетов с
субспоживачем, то:
• плата основного потребителя електропередавальній организации определяется с
использованием значения ЕЕРП, рассчитанного к границе раздела электросетей
електропередавальної организации и основного потребителя;
• плата субспоживача основному потребителю регламентируется этой самой
Методикой и определяется с использованием значения ЕЕРП, рассчитанного к границе
раздела электросетей основного потребителя и субспоживача;
• за обращением основного потребителя електропередавальна организация должна
предоставлять ему методическую и расчетную помощь.
5.5. Если електропередавальна организация осуществляет расчеты за перетекание
реактивной энергии с основным потребителем, учитывая перетекание субспоживача,
то:
• при наличии как у основного, так и у субспоживача приборов учета реактивной
электроэнергии потребления субспоживача вычитается от потребления, значение
которого зафиксировано на границе раздела электросетей електропередавальної
организации и основного потребителя, а генерация субспоживача вычитается от
генерации, значение которой зафиксировано на той самой границе. Если при
вычитании получен результат, меньший ноля, то он принимается равным нолю;
• из-за отсутствия приборов учета в субспоживача, а также в условиях их наличия в
субспоживача, но в случае их отсутствия в основного потребителя, используются
предусмотренные в пункте 4.1 Методики расчетные значения потребления и генерации
реактивной электроэнергии, но плата основного потребителя определяется без
вычитания перетікань субспоживача;
• плата основного потребителя определяется с использованием значения ЕЕРП,
рассчитанного к границе раздела электросетей електропередавальної организации и
основного потребителя;
• плата субспоживача електропередавальній организации определяется с
использованием значения ЕЕРП, подсчитанного к границе раздела электросетей
електропередавальної организации и основного потребителя.
Расчеты, которые учитывают перетекание реактивной электроэнергии электросетями
основного потребителя с использованием значения ЕЕРП, подсчитанного к границе
раздела сетей основного потребителя и субспоживача, проводятся только между ними.
При этом субспоживач выплачивает основному потребителю плату за объемы
перетікань на границе раздела их электросетей, а електропередавальна организация
проводит расчеты с основным потребителем за объемы перетікань на границы
распределения собственных сетей и сетей основного потребителя в соответствии с
пунктом 5.4 Методики.
Если через сеть основного потребителя питаются транзитом потребители,
подключенные к сетям електропередавальної организации, то расчеты между
основным потребителем и електропередавальною организацией могут проводиться за
разницей платы на питательной и транзитной точках балансового разграничения сетей
с учетом соответствующих ЕЕРП. В случае получения отрицательного значения
результата он принимается равным нолю.
5.6. В режимных ситуациях, когда основной потребитель или субспоживач генерирует
долю
реактивной
электроэнергии,
которая
потребляется
соответственно
субспоживачем или основным потребителем, как расчетная может использоваться
автоматизированная система учета, которая должна учитывать все возможные
соотношения перетікань в соответствующих часовых интервалах и является
разрешенной для использования в Украине.
Прямое вычитание генерации реактивной электроэнергии от ее потребления или
потребления реактивной энергии от ее генерации технологически некорректное и
недопустимое.
5.7. Статистический метод расчета ЕЕРП (величины Dст) реализуется при помощи
компьютерного комплекса Методики (комплекс КВАРЕМ) только для класса напряжений
10 (6) кВ и без учета активного сопротивления силовых трансформаторов независимо
от их балансовой принадлежности.
Для потребителей, которые не имеют информации о параметрах и режимах основной
или распределительной электросети (в случаях питания от других энергокомпания или
электрических связей с зарубежьем) используются середньозважені значения ЕЕРП
(величины D1ср, D2ср), рассчитанные для соответствующих уровней напряжений.
Названные значения D1ср, D2ср определяются согласно формулам (2.1, 2.2) Методики
по данным соответствующей електропередавальної организации и утверждаются на ее
уровне.
Во время вычисления ЕЕРП (составные D2) для потребителей, питание которых
осуществляется распределительными сетями 10 (6) кВ, в условиях отсутствия
информации о фактических нагрузках электросети расчетные коэффициенты
загруженности трансформаторов принимаются равными 0,2.
5.8. Если потребитель имеет несколько площадок, дополнения относительно расчетов
за реактивную электроэнергию оформляются отдельно для каждой площадки.
Багатооб'єктні потребители типа тепловых сетей, водоканалізаційних хозяйств и тому
подобное за взаємозгодою електропередавальної организации и потребителя могут
оформлять одно дополнение для группы объектов.
5.9. Для потребителей, которые впервые начинают расчеты согласно пункту 3.1, плата
за потребление и генерацию реактивной электроэнергии начисляется с постепенной
коррекцией результата за формулой (3.1) в течение трех лет с момента ввода расчетов
за реактивную электроэнергию, с учетом коэффициента:
первый год - 0,25; второй год - 0,5; третий год - 0,75; далее - 1,0.
5.10. В случаях непредоставления данных о перетекании реактивной электроэнергии в
сроки, определенные в Договоре, електропередавальна организация осуществляет
расчет так же, как и из-за отсутствия приборов учета в соответствии с пунктами 4.1.1 и
4.1.2 этой Методики.
При повреждении расчетных приборов учета реактивной электроэнергии, причиненном
преднамеренными действиями потребителя, изменении схем подключения приборов
учета или краже электроэнергии, потребление реактивной электроэнергии принимается
равным активному, определенному за расчетный период, а значение генерации
реактивной электроэнергии вычисляется согласно пункту 4.1.2 этой Методики.
5.11. В случае временного нарушения учета, которое не причинено преднамеренными
действиями потребителя, расчет за перетекание реактивной электроэнергии
осуществляется по среднесуточным показателям за предыдущий расчетный период.
Период расчета по среднесуточным показателям не должен превышать один месяц, в
течение которого учет должен быть возобновленным. В случае, когда по объективным
причинам учет не может быть возобновлен в отмеченный срок, порядок дальнейших
расчетов устанавливается двухсторонним соглашением между електропередавальною
организацией и потребителем.
5.12.
Разногласия,
которые
могут
возникать
между
потребителями
и
електропередавальною организацией по вопросам этой Методики, рассматриваются
Держенергонаглядом Украины. В случае несогласия сторон вопрос решается в
соответствии с действующим законодательством.
Таблица 1. Зависимость Кj от tgj для расчетов за формулой (3.4)
tgj
Кj
tgj
Кj
tgj
Кj
tgj
Кj
0,00
1,0000
0,01
1,0000
0,51
1,0676
1,01
1,5776
1,51
2,5876
0,02
1,0000
0,52
1,0729
1,02
1,5929
1,52
2,6129
0,03
1,0000
0,53
1,0784
1,03
1,6084
1,53
2,6384
0,04
1,0000
0,54
1,0841
1,04
1,6241
1,54
2,6641
0,05
1,0000
0,55
1,0900
1,05
1,6400
1,55
2,6900
0,06
1,0000
0,56
1,0961
1,06
1,6561
1,56
2,7161
0,07
1,0000
0,57
1,1024
1,07
1,6724
1,57
2,7424
0,08
1,0000
0,58
1,1089
1,08
1,6889
1,58
2,7689
0,09
1,0000
0,59
1,1156
1,09
1,7056
1,59
2,7956
0,10
1,0000
0,60
1,1225
1,10
1,7225
1,60
2,8225
0,11
1,0000
0,61
1,1296
1,11
1,7396
1,61
2,8496
0,12
1,0000
0,62
1,1369
1,12
1,7569
1,62
2,8769
0,13
1,0000
0,63
1,1444
1,13
1,7744
1,63
2,9044
0,14
1,0000
0,64
1,1521
1,14
1,7921
1,64
2,9321
0,15
1,0000
0,65
1,1600
1,15
1,8100
1,65
2,9600
0,16
1,0000
0,66
1,1681
1,16
1,8281
1,66
2,9881
0,17
1,0000
0,67
1,1764
1,17
1,8464
1,67
3,0164
0,18
1,0000
0,68
1,1849
1,18
1,8649
1,68
3,0449
0,19
1,0000
0,69
1,1936
1,19
1,8836
1,69
3,0736
0,20
1,0000
0,70
1,2025
1,20
1,9025
1,70
3,1025
0,21
1,0000
0,71
1,2116
1,21
1,9216
1,71
3,1316
0,22
1,0000
0,72
1,2209
1,22
1,9409
1,72
3,1609
0,23
1,0000
0,73
1,2304
1,23
1,9604
1,73
3,1904
0,24
1,0000
0,74
1,2401
1,24
1,9801
1,74
3,2201
0,25
1,0000
0,75
1,2500
1,25
2,0000
1,75
3,2500
0,26
1,0001
0,76
1,2601
1,26
2,0201
1,76
3,2801
0,27
1,0004
0,77
1,2704
1,27
2,0404
1,77
3,3104
0,28
1,0009
0,78
1,2809
1,28
2,0609
1,78
3,3409
0,29
1,0016
0,79
1,2916
1,29
2,0816
1,79
3,3716
0,30
1,0025
0,80
1,3025
1,30
2,1025
1,80
3,4025
0,31
1,0036
0,81
1,3136
1,31
2,1236
1,81
3,4336
0,32
1,0049
0,82
1,3249
1,32
2,1449
1,82
3,4649
0,33
1,0064
0,83
1,3364
1,33
2,1664
1,83
3,4964
0,34
1,0081
0,84
1,3481
1,34
2,1881
1,84
3,5281
0,35
1,0100
0,85
1,3600
1,35
2,2100
1,85
3,5600
0,36
1,0121
0,86
1,3721
1,36
2,2321
1,86
3,5921
0,37
1,0144
0,87
1,3844
1,37
2,2544
1,87
3,6244
0,38
1,0169
0,88
1,3969
1,38
2,2769
1,88
3,6569
0,39
1,0196
0,89
1,4096
1,39
2,2996
1,89
3,6896
0,40
1,0225
0,90
1,4225
1,40
2,3225
1,90
3,7225
0,41
1,0256
0,91
1,4356
1,41
2,3456
1,91
3,7556
0,42
1,0289
0,92
1,4489
1,42
2,3689
1,92
3,7889
0,43
1,0324
0,93
1,4624
1,43
2,3924
1,93
3,8224
0,44
1,0361
0,94
1,4761
1,44
2,4161
1,94
3,8561
0,45
1,0400
0,95
1,4900
1,45
2,4400
1,95
3,8900
0,46
1,0441
0,96
1,5041
1,46
2,4641
1,96
3,9241
0,47
1,0484
0,97
1,5184
1,47
2,4884
1,97
3,9584
0,48
1,0529
0,98
1,5329
1,48
2,5129
1,98
3,9929
0,49
1,0576
0,99
1,5476
1,49
2,5376
1,99
4,0276
0,50
1,0625
1,00
1,5625
1,50
2,5625
2,00
4,0625
Заместитель главного
государственного инспектора Украины
с энергетического надзора
Е. Л. Арбузов