Как начисляют оплату за реактивную мощность?

МЕТОДИКА вычисления платы за перетекание реактивной электроэнергии между энергоснабжающей организацией и ее потребителями

1. Общие положения

Конденсаторные установки 0,4 кВ под заказа за 5 дней

от 11 299 грн

Калькулятор расчёта мощности
конденсаторной установки 0,4 кВ

1.1. Эта Методика обязательное для исполнения соответствующим персоналом Национальной энергетической компании "Укрэнерго" и ее региональных подразделений, энергогенерирующих, энергоснабжающих и электропередающих организаций всех форм собственности, потребителей электроэнергии, проектных и научно-исследовательских организаций соответствующего профиля. Методика ориентирована на рыночные отношения электропередающих организаций с потребителями при государственном экономическом регулировании этих отношений 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 перетоков необходимо также для обеспечения первоочередных стандартных условий качества электрической энергии, а именно уровней напряжения на границе балансовой принадлежности электросетей энергоснабжающей 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 перетоки реактивной электроэнергии является адресным экономическим стимулом для уменьшения негативного влияния реактивных мощностей конкретных потребителей на потери активной электроэнергии в основной и в распределительной электросетях и на качество напряжения в соответствующем енергорайони.

Адресные экономические стимулы для уменьшения негативных воздействий на потери активной электроэнергии и на качество напряжения определяются посредством:

• обобщающих 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 - КРУ) в электрических сетях, принадлежащих потребителям;
• коэффициента учета убытков энергосистемы, возникающие 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 по зонам суточных графиков.

Определены Методикой информационные и инженерные решения опираются на достигнутый в электроэнергетике Украины уровень использования современной компьютерной техники. Основной объем хранения информации, инженерных и экономических расчетов возложена на базы данных и пакеты программ, вошедших в разработанного в 1996 - 99 гг компьютерного "Комплекса отсчетного анализа реактивов электрических сетей" (далее - кВАр). Функциональная корректность программ вычисления ЕЕРП в составе КВАР подтверждено 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;
• Совершенствование экономико-организационной и режимной работы в электрических сетях на основе образования стимулов к упорядочению учета реактивной электроэнергии, перехода на дифференцированный по времени (зонный) учет, использования компьютерной техники;
• Упорядочение организационных взаимоотношений энергоснабжающей организации с потребителями электроэнергии.

2.Используемые величины

2.1. Входные величины, получаемые инструментальным путем (с помощью приборов или систем учета электроэнергии):
WP - потребление активной электроэнергии за расчетный период, кВт.;
WQсп - потребление реактивной электроэнергии (перетекание реактивной электроэнергии с сети энергоснабжающей организации в сеть потребителя) за расчетный период, кВАр.год.;
WQг - генерация реактивной электроэнергии (перетекание реактивной электроэнергии с сети потребителя в сеть энергоснабжающей организации) за расчетный период, кВАр.год.;
WQспи - потребление реактивной электроэнергии в i-й 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.;
D WQтр - расчетные потери реактивной электроэнергии в силовом трансформаторе при условии, если он является собственностью потребителя, но учет электроэнергии установлен на стороне низшего напряжения, кВАр.год.

2.3. Дополнительные величины, определяемые с помощью компьютерного комплекса КВАР при наличии полной информации о параметрах и режимах магистральной и распределительной электрических сетей:
D1 - первая составляющая ЕЕРП, характеризующий долю влияния реактивного перетекания через границу раздела электрических сетей энергоснабжающей организации и потребителя в расчетном режиме на технико-экономические показатели в магистральной сети, кВт / кВАр;
D2 - вторая составляющая ЕЕРП, характеризующий долю влияния реактивного перетекания через границу раздела электрических сетей энергоснабжающей организации и потребителя в расчетном режиме на технико-экономические показатели в распределительной сети, кВт / кВАр;
D = D1 + D2 - суммарный ЕЕРП, характеризующий долю влияния реактивного перетекания через границу раздела энергоснабжающей организации и потребителя в расчетном режиме на суммарные технико-экономические показатели в магистральной и распределительной сети, кВт / кВАр.

2.4. Дополнительные величины, определяемые с помощью компьютерного комплекса КВАР в условиях недостаточной информации о параметрах и режимах магистральной или распределительной электрической сети:

2.4.1. Значение первой составляющей ЕЕРП, средневзвешенное в компьютерной базе данных для использования применительно центров питания, где отсутствует информация о параметрах и режимах магистральной сети, кВт / кВАр:

D1ср = {m*} (D1 * Qцж) / {m*} Qцж, (2.1)

где Qцж - суммарные реактивные нагрузки в максимальном режиме в центрах питания, для которых собрана и введена в компьютерную базу полная информация о параметрах и режиме магистральной сети и выполнены расчеты по пункту 2.3, кВАр;
m - число названных центров питания;
D1 - значение первой составляющей ЕЕРП, определенные за полной информацией для этих центров питания, кВт / кВАр.

Центрами питания названные узлы, где разделяются магистральная и распределительная части электрической сети энергосистемы.

2.4.2. Значение второй составной ЕЕРП, средневзвешенное в компьютерной базе данных для использования в отношении потребителей, где отсутствует информация о параметрах и режиме распределительной сети, кВт / кВАр:

D2ср = {m*} (D2 * Qсп) / {m*} Qсп, (2.2)

где Qсп - суммарные реактивные нагрузки в максимальном режиме у потребителей, для которых собрана и введена в компьютерную базу полная информация о параметрах и режиме распределительной сети и выполнены расчеты по пункту 2.3, кВАр;
m - число таких потребителей;
D2 - значение второй составляющей ЕЕРП, определенные за полной информацией для этих потребителей, кВт / кВАр.

2.4.3. Значение второй составной ЕЕРП, который определяется статистически с компьютерной базой данных для использования в отношении потребителей, для которых дано неполная информация о параметрах и отсутствует информация о режиме распределительной сети 10 или 6 кВ, кВт / кВАр:

D2ст = dст * 2R / U2, (2.3)

где dст - коэффициент, определяемый статистическим анализом в компьютерной базе данных о параметрах и режим электрических сетей энергоснабжающей организации, кВАр;
R - расчетное активное сопротивление радиуса электрической сети от узла, где выполнено 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 - электропередаточные 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 компенсирующие установки (КУ), средства регулирования мощности КУ, приборы и системы учета реактивной электроэнергии.

При изменениях экономико-организационных механизмов, стоимости КУ и вспомогательного оборудования, эксплуатационных затрат и т.д. значение коэффициента Сбаз, перечисленное согласно новым условиям, утверждается Минтопэнерго.

2.5.2. Коэффициент учета убытков энергосистемы К, возникающих при генерации реактивной электроэнергии с электрических сетей потребителей через повышение напряжения, необходимость работы магистральной сети ненормальными схемам со значительным увеличением потерь активной электроэнергии, повреждения основного электрооборудования, нарушения электроснабжения и из-за опасности нарушений живучести энергосистемы, принято равным 3.

3. Порядок проведения расчетов за перетоки реактивной электроэнергии

3.1. Расчеты за перетоки реактивной электроэнергии с сети энергоснабжающей организации и за генерацию в ее сеть по соответствующими приложениями к Договорам, предусмотренными Правилами пользования электрической энергией, утвержденными 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. и более.

Площадками называются территориально обособленные (расположены по разным адресам) объекты потребителя (цеха, подразделения и т.д.), которые не имеют внутренних электрических связей между собой.

Среднемесячное потребление определяется, как правило, по данным года, предшествующего расчета 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, фиксирующих потребление реактивной электроэнергии за каждую зону суточного графика. Все названные счетчики должны иметь стопоры обратного хода.

3.3. В условиях возможности возникновения встречных перетоков реактивной мощности по сети потребителя в сеть энергоснабжающей организации (генерация реактивной энергии) на границе раздела указанных сетей необходимо иметь отдельный учет потребления и генерации реактивной электроэнергии.

Расчетные приборы учета, контролирующие генерацию реактивной электроэнергии в сеть энергоснабжающей организации, должны быть установлены выше точек присоединений всех имеющихся в сети потребителя источников реактивной электроэнергии.

В условиях транзитных схем электроснабжения, имеющих многостороннее питание, расчетный учет как потребление, так и генерации реактивной электроэнергии, должна устанавливаться непосредственно на присоединениях потребителя.

При сложной схемы электроснабжения с переменными направлениями перетоков реактивной мощности как расчетная может использоваться автоматизированная система учета, которая должна учитывать все возможные соотношения перетоков в соответствующих временных интервалах и разрешена для применения в Украине.

3.4. Плата за потребление и генерацию реактивной электроэнергии определяется тремя составляющими величинами

П = П1 + П2 - П3, (грн.) (3.1)

где П1 - основная плата за потребление и генерацию реактивной электроэнергии;
П2 - надбавка за недостаточное оснащение электрической сети потребителя средствами КРП;
П3 - скидка платы за потребление и генерацию реактивной электроэнергии в случае участия потребителя в оптимальном суточном регулировании режимов сети энергоснабжающей организации в расчетный период.

3.5. Основная плата за потребленную и генерируемую реактивную электроэнергию определяется формулой

П1 = {n*} (WQсп + К * WQг) * D * T (грн.) (3.2)

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 энергоснабжающей 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, характеризующий долю влияния реактивного перетока 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.ч.

3.6. Вычисление ЕЕРП выполняются энергоснабжающей организацией один раз в два года. Значение ЕЕРП, базового коэффициента стимулирования капитальных вложений в средства КРП и коэффициента убытков от генерации реактивной мощности по сети потребителя указываются в Договоре.

Для новых потребителей расчетное значение ЕЕРП определяется энергоснабжающей 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 = {n*} ({v*, i = 1} WQспи + К * WQгн) * D * T (грн.) (3.3)

где n - число точек учета аналогично пункту 3.5;
v - число зон суточного графика электрической нагрузки энергоснабжающей организации;
i - номер зоны суточного графика;
WQспи - потребление реактивной энергии в точке учета в i-й 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 пункту 3.5;
D - ЕЕРП в точке учета аналогично пункту 3.5, кВт / кВАр;
T - фактическая средняя закупочная цена на электроэнергию, сложившуюся за расчетный период (рассчитывается в соответствии с нормативными документами НКРЕ), грн. / КВт.ч.

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 по тарифам, дифференцированным по зонам суток, но приборы учета реактивной электроэнергии не имеют разделения по зонам суток, суммарное потребление и суммарная генерация реактивной электроэнергии за расчетный период оплачиваются по вышеупомянутой фактической средней закупочной цене.

3.8. Надбавка за недостаточное оснащение электрической сети потребителя средствами компенсации реактивной мощности определяется формулой

П2 = П1 * Сбаз * (К j - 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;
К j - коэффициент, который выбирается из табл. 1 в зависимости от фактического коэффициента мощности потребителя tg j в среднем за расчетный период.
При вычислении табл. 1 введено зону нечувствительности надбавки П2 к потреблению реактивной мощности, ограниченной значением предельного коэффициента мощности - cos j г = 0,97 (tg j г = 0,25).

Надбавка начинает действовать, если фактический коэффициент мощности меньше приведенного значения cos j г.

3.9. Фактический коэффициент мощности потребителя в среднем за расчетный период определяется формулой

tg j = WQсп / WP, (3.5)

где WP - потребление активной электроэнергии за расчетный период, кВт.;
WQсп - потребление реактивной электроэнергии за тот же период, кВАр.год.

В случае получения значения tg j более 2,00 для выбора К j берется tg j = 2,00.

3.10. Скидка платы за потребление и генерацию реактивной электроэнергии возможна при условии достаточного оснащения электрической сети потребителя средствами КРП, наличии зонного учета потребленной и генерируемой электроэнергии, выполнения потребителем обусловленного энергоснабжающей 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 перетоков:

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 (tg j н), равный:

• для тяговых подстанций железнодорожного транспорта переменного тока - 1,0;
• для тяговых подстанций железнодорожного транспорта постоянного тока, метрополитена и городского электротранспорта - 0,5;
• для других потребителей - 0,8.

4.1.2. Суммарная реактивная электроэнергия, генерируемая в сеть энергоснабжающей организации, определяется по формуле

WQгр = Qку * tнр, (4.1)

где Qку - суммарная установленная мощность конденсаторных установок в электрической сети потребителя, зафиксированная в Договоре, кВАр;
tнр - число часов нерабочего времени потребителя за расчетный период, час.

Если потребитель имеет круглосуточный непрерывный режим производства, то для него применяются формулы

Qку' = Qку + 0,3 * Pс.д.в / у, (4.2)
WQгр = Qку' * tк - tg j н * WP, (4.3)

где Qку - суммарная установленная мощность конденсаторных установок, в т.ч. устройств технологической КРП, в электрической сети потребителя, зафиксированная в Договоре, кВАр;
Pс.д.в / у - 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.;
tк - календарное число часов в расчетном периоде, час.;
tg j н-нормативный коэффициент мощности согласно пункту 4.1.1.

В случае получения по формуле (4.3) величины WQгр <0 результат принимается равным нулю.

В случае отключения и опломбирования средств компенсации реактивной мощности при оформлении договора эти средства в расчетах по формулам (4.1 - 4.3) не включаются.Расчеты по формулам (4.1 - 4.3) выполняет електропередавальна организация.

4.1.3. В случае, когда граница раздела электрических сетей энергоснабжающей организации и потребителя имеет одну или несколько точек раздела, не оборудованных приборами учета генерации реактивной электроэнергии с сети потребителя, а он неопломбированные конденсаторные установки и / или высоковольтные синхронные электродвигатели, для расчета используются формулы (4.1 - 4.3), а значение ЕЕРП должно быть среднеарифметическим по n точкам учета.

4.2. В случае установления расчетных электросчетчиков не на границе раздела балансовой принадлежности электросетей:

4.2.1. Потери реактивной электроэнергии в силовых трансформаторах, расположенных между точкой раздела и местом установки электросчетчиков, определяются расчетным путем и относятся на счет организации, на балансе которого являются указанные трансформаторы. Потери реактивной электроэнергии в токоограничивающих реакторах, расположенных между точкой раздела и местом установки электросчетчиков, не учитываются.

4.2.2. Потери реактивной электроэнергии в силовом трансформаторе определяются расчетным путем по формуле

D WQтр = D Qх.х. * tк + kз2 * D Qк.з. * tр, (4.4)

где D Qх.х., D Qк.з. - Составляющие потерь реактивной мощности по данным холостого хода и короткого замыкания силового трансформатора, кВАр;
tк - календарное число часов в расчетном периоде, час.;
kз - коэффициент загрузки силового трансформатора за расчетный период;
tр - количество часов работы потребителя за расчетный период, час.

4.2.3. Составляющие потерь реактивной мощности определяются по паспортным данным трансформатора:

D Qх.х. = Sн.т. * Iх.х. / 100, (4.5)
D Qк.з. = 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 силового трансформатора за расчетный период определяется формулой

kз = Sф / Sн.т., (4.7)

где Sф - фактическое средняя загрузка трансформатора за расчетный период, кВА;
Sн.т. - Номинальная мощность трансформатора, кВА.

4.2.5. Фактическое средняя загрузка трансформатора определяется по фактическому потреблению 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.;
WQсп - потребление реактивной электроэнергии за расчетный период, кВАр.год.;
tр - количество часов работы потребителя за расчетный период, час.

4.2.6. Расчеты по формулам (4.4 - 4.10) выполняет електропередавальна организация. Потери реактивной электроэнергии в силовых трансформаторах потребителя, связанные с передачей энергии его субпотребителям, распределяются между ними пропорционально долям потребления активной электроэнергии, но учитываются для оплаты только теми потребителями, которым електропередавальна организация или основной потребитель проводят расчеты за перетоки реактивной электроэнергии. В случае использования расчетной величины потерь реактивной электроэнергии при применении тарифов, дифференцированных по зонам суток, она распределяется пропорционально долям потребления активной электроэнергии.

4.2.7. В случаях отключения и опломбирования 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, обусловлены передачей энергии его субпотребителям, распределяются между ними пропорционально долям потребления активной электроэнергии, но учитываются для оплаты только теми потребителями, которым електропередавальна организация или основной потребитель проводят расчеты за перетекание реактивной электроэнергии.

4.2.8. В зависимости от мест установки расчетных электросчетчиков по границе раздела электросетей, расчетная величина потерь реактивной электроэнергии добавляется или отнимается от определенного счетчиками объема потребления реактивной электроэнергии. Если при вычитании получен результат, меньше нуля, он принимается равным нулю. Объем генерации реактивной электроэнергии для начисления основной платы П1 определяется только по приборам 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 енергорайони:

4.3.1. Если електропередавальна организация привлекает потребителя к регулированию баланса реактивной мощности в его енергорайони в согласованные часы суточного графика, то потребление и генерация реактивной электроэнергии должны регистрироваться отдельно для этих часов. График работы, способ учета и условия оплаты желаемых перетоков реактивной энергии согласовываются энергоснабжающей организацией и потребителем и отражаются 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 КРМ в электрических сетях соответствующих потребителей этого енергорайону.

4.3.3. При возможности питания электроустановок потребителя от его собственной электростанции и от сетей энергоснабжающей организации расчеты за потребление и за генерацию реактивной электроэнергии осуществляются только за приборами, предназначенными для расчетов потребителя с энергоснабжающей организацией.

4.3.4. Режимы и графики работы генераторов электростанций, синхронных компенсаторов и других устройств, принадлежащих потребителям электроэнергии и способны отдавать реактивную мощность в сеть или потреблять ее из сети, устанавливаются энергоснабжающей организацией в зависимости от баланса реактивной мощности в соответствующем енергорайони.

Генерация реактивной энергии от таких устройств в сеть энергоснабжающей организации осуществляется по специальным соглашениям. В этих случаях должен быть установлен двунаправленный учет реактивной электроэнергии в соответствии пунктом 3.3 настоящей 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 сети.

5. Организационные вопросы

5.1. Составляющие ЕЕРП D1 рассчитываются для каждого центра питания потребителей по нормальной схеме и характерным режимом основной сети электроэнергетической системы. Расчетная схема и характерный режим определяются, а результаты расчетов D1 утверждаются Государственным предприятием "Национальная энергетическая компания" Укрэнерго".

Составляющие ЕЕРП D2 рассчитываются для каждой точки расчетного учета на границе раздела балансовой принадлежности электросетей энергоснабжающей организации и потребителя по нормальным схемам и характерными режимами распределительных сетей электропередающих 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, установлен с 01.01.2001.

5.3. При исчислении ЕЕРП (составная D2), если учет реактивной электроэнергии установлены за границей раздела балансовой принадлежности электросетей, силовые трансформаторы и токоограничивающих реакторов, принадлежащих потребителям, но расположенные в точке учета, включаются в схемы их питания. При исчислении ЕЕРП (составная D2) в условиях последовательной связи электросетей ряда потребителей, наличия питания сети энергоснабжающей организации через схемы потребителей и др., линии электропередачи, принадлежащих потребителям, не учитываются. При необходимости участия таких линий в схемах питания, они задаются с сопротивлением равным нулю.

5.4. Если електропередавальна организация осуществляет расчеты за перетекание реактивной электроэнергии с основным потребителем независимо от расчетов с субпотребителем, то:

• плата основного потребителя электропередаточной организации определяется с использованием значения ЕЕРП, рассчитанного к границе раздела электросетей энергоснабжающей организации и основного потребителя;
• плата субпотребителя основному потребителю регламентируется этой самой Методике и определяется с использованием значения ЕЕРП, рассчитанного к границе раздела электросетей основного потребителя и субпотребителя;
• по обращению основного потребителя електропередавальна организация должна предоставлять ему методическую и расчетную помощь.

5.5. Если електропередавальна организация осуществляет расчеты за перетоки реактивной энергии с основным потребителем, учитывая переток субпотребителя, то:

• при наличии как у основного, так и в субпотребителя приборов учета реактивной электроэнергии потребления субпотребителя вычитается от потребления, значение которого зафиксировано на границе раздела электросетей энергоснабжающей организации и основного потребителя, а генерация субпотребителя вычитается от генерации, значение которой зафиксировано на той же грани. Если при вычитании получен результат, меньше нуля, то он принимается равным нулю;
• при отсутствии приборов учета в субпотребителя, а также в условиях их наличия в субпотребителя, но в случае их отсутствия у основного потребителя, используются предусмотренные в пункте 4.1 Методики расчетные значения потребления и генерации реактивной электроэнергии, но плата основного потребителя определяется без вычитания перетоков субпотребителя;
• плата основного потребителя определяется с использованием значения ЕЕРП, рассчитанного к границе раздела электросетей энергоснабжающей организации и основного потребителя;
• плата субпотребителя электропередаточной организации определяется с использованием значения ЕЕРП, подсчитанного к границе раздела электросетей энергоснабжающей организации и основного потребителя.

Расчеты, учитывающие перетоки реактивной электроэнергии электросетями основного потребителя с использованием значения ЕЕРП, подсчитанного до границы раздела сетей основного потребителя и субпотребителя, проводятся только между ними. При этом субпотребитель платит основному потребителю плату за объемы перетоков на границе раздела их электросетей, а электропередаточная организация производит расчеты с основным потребителем за объемы перетоков на границе раздела собственных сетей и сетей основного потребителя в соответствии с пунктом 5.4 Методики. Если через сеть основного потребителя питаются транзитом потребители, подключенные к сетям энергоснабжающей организации, то расчеты между основным потребителем и энергоснабжающей организацией могут проводиться по разнице платы на питательной и транзитной точках балансового разграничения сетей с учетом соответствующих ЕЕРП. В случае получения отрицательного значения результата он принимается равным нулю.

5.6. В режимных ситуациях, когда основной потребитель или субпотребитель генерирует долю реактивной электроэнергии, которая потребляется соответственно субпотребителем или основным потребителем, как расчетная может использоваться автоматизированная система учета, которая должна учитывать все возможные соотношения перетоков в соответствующих временных интервалах и является разрешенной для использования в Украине.

Прямое вычитание генерации реактивной электроэнергии от ее потребления или потребления реактивной энергии от ее генерации технологически некорректно и недопустимо.

5.7. Статистический метод расчета ЕЕРП (величины dст) реализуется с помощью компьютерного комплекса Методики (комплекс кВАр) 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 питание от других энергокомпаний или электрических связей с зарубежьем) используются средневзвешенные значения ЕЕРП (величины D1ср, d2ср), рассчитанные для соответствующих уровней напряжений. Названы значение D1ср, d2ср определяются по формулам (2.1, 2.2) Методики по данным соответствующего энергоснабжающей организации и утверждаются на ее уровне. При исчислении ЕЕРП (составляющие D2) для потребителей, питание которых осуществляется распределительными сетями 10 (6) кВ, в условиях отсутствия информации о фактических нагрузки электросети расчетные коэффициенты загруженности трансформаторов принимаются равными 0,2.

5.8. Если потребитель имеет несколько площадок, приложения для расчетов за реактивную электроэнергию оформляются отдельно для каждой площадки.

Многообъектные потребители типа тепловых сетей, водоканализационных хозяйств и т.д. за взаимного согласия энергоснабжающей организации и потребителя могут оформлять одно приложение 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 по формуле (3.1) в течение трех лет с момента введения расчетов за реактивную электроэнергию, с учетом коэффициента:

• первый год - 0,25;
• второй год - 0,5;
• третий год - 0,75;
• в дальнейшем - 1,0.

5.10. В случаях непредставления данных о перетоки реактивной электроэнергии в сроки, определенные в Договоре, електропередавальна организация осуществляет расчет так же, как и при отсутствии приборов учета в соответствии с пунктами 4.1.1 и 4.1.2 настоящей Методики. При повреждении расчетных приборов учета реактивной электроэнергии, вызванного преднамеренными действиями потребителя, изменению схем подключения приборов учета или краже электроэнергии, потребление реактивной электроэнергии принимается равным активному, определенном за расчетный период, а значение генерации реактивной электроэнергии исчисляется согласно пункту 4.1.2 настоящей Методики.

5.11. В случае временного нарушения учета, не вызвано умышленными действиями потребителя, расчет за перетоки реактивной электроэнергии осуществляется по среднесуточными показателями за предыдущий расчетный период.

Период расчета по среднесуточным показателям не должен превышать один месяц, в течение которого учет должен быть восстановлен. В случае, когда по объективным причинам учет не может быть восстановлен в указанный срок, порядок дальнейших расчетов устанавливается двусторонним соглашением между энергоснабжающей организацией и потребителем.

5.12. Разногласия, возникающие между потребителями и энергоснабжающей организацией по этой Методики, рассматриваются Госэнергонадзором Украины. В случае несогласия сторон вопрос решается в соответствии с действующим законодательством.

Таблица 1. Зависимость К j от tg j для расчетов по формуле (3.4)

заместитель главного государственного инспектора Украины по энергетическому надзору Е. Л. Арбузов