Як нараховують оплату за реактивну потужність?

МЕТОДИКА обчислення плати за перетікання реактивної електроенергії між енергопостачальною організацією та її споживачами

1. Загальні положення

Конденсаторні установки 0,4 кВ під замовлення за 5 днів

від 11 299 грн

Калькулятор розрахунку потужності
конденсаторної установки 0,4 кВ

1.1. Ця Методика обов'язкове для виконання відповідним персоналом Національної енергетичної компанії "Укренерго" та її регіональних підрозділів, енергогенеруючих, енергопостачальних та електропередавальних організацій усіх форм власності, споживачів електроенергії, проектних і науково-дослідних організацій відповідного профілю. Методика орієнтована на ринкові відносини електропередавальних організацій зі споживачами при державному економічному регулюванні цих відносин напрямками енергозбереження, підвищення якості електроенергії та надійності електропостачання.

Зменшення втрат активної електроенергії, зумовлених перетіканням реактивних потужностей, є реальною експлуатаційною технологією енергозбереження в електричних мережах.

Ефективне економічне регулювання реактивних перетікань необхідно також для забезпечення першочергових стандартних умов якості електричної енергії, а саме рівнів напруги на межі балансової належності електромереж енергопостачальної організації і для зменшення аварійності основного електрообладнання в енергосистемі і у споживачів електроенергії. У взаємодії з діючими методиками формування тарифів на активну електроенергію плата за перетоки реактивної електроенергії є адресним економічним стимулом для зменшення негативного впливу реактивних потужностей конкретних споживачів на втрати активної електроенергії в основний і в розподільчій електромережах та на якість напруги у відповідному енергорайоні.

Адресні економічні стимули для зменшення негативних впливів на втрати активної електроенергії та на якість напруги визначаються за допомогою:

• узагальнюючих характеристик схеми та режиму основної та розподільчої електричної мережі, які мають назву економічних еквівалентів реактивної потужності (далі - ЕЕРП) в точках харчування конкретних споживачів;
• коефіцієнта стимулювання капітальних вкладень в засоби компенсації реактивних потужностей (далі - КРУ) в електричних мережах, що належать споживачам;
• коефіцієнта обліку збитків енергосистеми, що виникають в години нічних провалів добових графіків електричних навантажень в умовах генерації реактивної електроенергії з електричних мереж споживачів.

Методика враховує особливості перехідного етапу від традиційного обліку електроенергії без диференціації її вартості по годинах доби до роздільного обліку електроенергії по зонах добових графіків.

Визначено Методикою інформаційні та інженерні рішення спираються на досягнутий в електроенергетиці України рівень використання сучасної комп'ютерної техніки. Основний обсяг зберігання інформації, інженерних і економічних розрахунків покладено на бази даних і пакети програм, які увійшли в розробленого в 1996 - 99 рр комп'ютерного "Комплексу відлікового аналізу реактивів електричних мереж" (далі - кВАр). Функціональна коректність програм обчислення ЕЕРП в складі КВАР підтверджено сертифікатом відповідності програмного засобу, виданим 13.12.99.

1.2.Методіка забезпечує:

• Адекватне технологічними умовами транспорту і розподілу електроенергії економічне стимулювання споживачів до зменшення перетікання реактивної потужності і відхилень напруги на межах розділу балансової належності електромереж;
• Удосконалення економіко-організаційної та режимної роботи в електричних мережах на основі утворення стимулів до упорядкування обліку реактивної електроенергії, переходу на диференційований за часом (зонний) облік, використання комп'ютерної техніки;
• Впорядкування організаційних взаємовідносин енергопостачальної організації з споживачами електроенергії.

2.Іспользуемие величини

2.1. Вхідні величини, що отримуються інструментальним шляхом (за допомогою приладів або систем обліку електроенергії):
WP - споживання активної електроенергії за розрахунковий період, кВт .;
WQсп - споживання реактивної електроенергії (перетікання реактивної електроенергії з мережі енергопостачальної організації в мережу споживача) за розрахунковий період, кВАр.год .;
WQг - генерація реактивної електроенергії (перетікання реактивної електроенергії з мережі споживача в мережу електропередавальної організації) за розрахунковий період, кВАр.год .;
WQспі - споживання реактивної електроенергії в i-й зоні добових графіків за розрахунковий період, кВАр.год .;
WQгн - генерація реактивної електроенергії в години нічних провалів добових графіків електричних навантажень за розрахунковий період, кВАр.год.

2.2. Вхідні величини, що при відсутності у споживачів приладів обліку реактивної електроенергії визначаються розрахунковим шляхом:
WQспр - розрахункове споживання реактивної електроенергії, кВАр.год .;
WQгр - розрахункова генерація реактивної електроенергії, кВАр.год .;
D WQтр - розрахункові втрати реактивної електроенергії в силовому трансформаторі за умови, якщо він є власністю споживача, але облік електроенергії встановлено на стороні нижчої напруги, кВАр.год.

2.3. Додаткові величини, що визначаються за допомогою комп'ютерного комплексу КВАР при наявності повної інформації про параметри і режими магістральної та розподільчої електричних мереж:
D1 - перша складова ЕЕРП, що характеризує частку впливу реактивного перетікання через межу розділу електричних мереж енергопостачальної організації і споживача в розрахунковому режимі на техніко-економічні показники в магістральній мережі, кВт / кВАр;
D2 - друга складова ЕЕРП, що характеризує частку впливу реактивного перетікання через межу розділу електричних мереж енергопостачальної організації і споживача в розрахунковому режимі на техніко-економічні показники в розподільчій мережі, кВт / кВАр;
D = D1 + D2 - сумарний ЕЕРП, що характеризує частку впливу реактивного перетікання через межу розділу енергопостачальної організації і споживача в розрахунковому режимі на сумарні техніко-економічні показники в магістральній і розподільчій мережі, кВт / кВАр.

2.4. Додаткові величини, що визначаються за допомогою комп'ютерного комплексу КВАР в умовах недостатньої інформації про параметри і режими магістральної або розподільчої електричної мережі:

2.4.1. Значення першої складової ЕЕРП, середньозважене у комп'ютерній базі даних для використання стосовно центрів живлення, де відсутня інформація про параметри і режими магістральної мережі, кВт / кВАр:

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

де Qцж - сумарні реактивні навантаження в максимальному режимі в центрах живлення, для яких зібрана і введена в комп'ютерну базу повна інформація про параметри і режим магістральної мережі і виконані розрахунки за пунктом 2.3, кВАр;
m - число названих центрів харчування;
D1 - значення першої складової ЕЕРП, визначені за повною інформацією для цих центрів живлення, кВт / кВАр.

Центрами живлення названі вузли, де розділяються магістральна та розподільча частини електричної мережі енергосистеми.

2.4.2. Значення другої складової ЕЕРП, середньозважене у комп'ютерній базі даних для використання стосовно споживачів, де відсутня інформація про параметри і режим розподільчої мережі, кВт / кВАр:

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

де Qсп - сумарні реактивні навантаження в максимальному режимі у споживачів, для яких зібрана і введена в комп'ютерну базу повна інформація про параметри і режим розподільчої мережі та виконані розрахунки за пунктом 2.3, кВАр;
m - число таких споживачів;
D2 - значення другої складової ЕЕРП, визначені за повною інформацією для цих споживачів, кВт / кВАр.

2.4.3. Значення другої складової ЕЕРП, який визначається статистично з комп'ютерною базою даних для використання стосовно споживачів, для яких дано неповна інформація про параметри і відсутня інформація про режим розподільчої мережі 10 або 6 кВ, кВт / кВАр:

D2ст = dст * 2R / U2, (2.3)

де dст - коефіцієнт, який визначається статистичним аналізом у комп'ютерній базі даних про параметри і режим електричних мереж енергопостачальної організації, кВАр;
R - розрахунковий активний опір радіуса електричної мережі від вузла, де виконано підрахунок ЕЕРП за повною інформацією, до межі поділу балансової належності з електромережею споживача, Ом;
U - номінальна напруга електричної лінії, від якої живиться споживач, кВ.

2.4.4. Розрахунки D1 ​​виконують енергосистеми, D2 - електропередавальні організації.

2.5. Нормативні величини:

2.5.1. Базове значення коефіцієнта стимулювання капітальних вкладень Сбаз в засоби компенсації реактивних потужностей (КРП), які необхідно встановити в електричній мережі споживача, прийнято рівним 1,0.

До складу засобів КРП входять компенсуючі установки (КУ), засоби регулювання потужності КУ, прилади та системи обліку реактивної електроенергії.

При змінах економіко-організаційних механізмів, вартості КУ і допоміжного обладнання, експлуатаційних витрат і т.д. значення коефіцієнта Сбаз, перераховане відповідно до нових умов, затверджується Мінпаливенерго.

2.5.2. Коефіцієнт обліку збитків енергосистеми К, що виникають при генерації реактивної електроенергії з електричних мереж споживачів через підвищення напруги, необхідність роботи магістральної мережі ненормальними схемами із значним збільшенням втрат активної електроенергії, пошкодження основного електрообладнання, порушення електропостачання і через небезпеку порушень живучості енергосистеми, прийнято рівним 3 .

3. Порядок проведення розрахунків за перетікання реактивної електроенергії

3.1. Розрахунки за перетоки реактивної електроенергії з мережі енергопостачальної організації та за генерацію в її мережу по відповідними додатками до Договорів, передбаченими Правилами користування електричною енергією, затверджених постановою Національної комісії регулювання електроенергетики України від 31.07.96 N 28 та зареєстрованими в Міністерстві юстиції України 02.08.96 за N 417/1442, здійснюються з усіма споживачами (крім населення), які мають сумарне середньомісячне споживання активної електроенергії за всіма точка і обліку на одній площадці 5000 кВт. и більше.

Майданчиками називаються територіально відокремлені (розташовані за різними адресами) об'єкти споживача (цехи, підрозділи і т.д.), які не мають внутрішніх електричних зв'язків між собою.

Середньомісячне споживання визначається, як правило, за даними року, що передує розрахунку ЕЕРП, для сезонних споживачів - за даними періоду сезонної роботи, для неритмічно працюючих підприємств - за даними робочих місяців для нових споживачів - за даними проектної організації.

3.2. Контроль фактичного споживання реактивної електроенергії може здійснюватися традиційними лічильниками реактивної енергії або лічильниками зонного обліку, що фіксують споживання реактивної електроенергії за кожну зону добового графіка. Всі названі лічильники повинні мати стопори зворотного ходу.

3.3. В умовах можливості виникнення зустрічних перетікань реактивної потужності по мережі споживача в мережу електропередавальної організації (генерація реактивної енергії) на межі розділу зазначених мереж необхідно мати окремий облік споживання і генерації реактивної електроенергії.

Розрахункові прилади обліку, що контролюють генерацію реактивної електроенергії в мережу електропередавальної організації, повинні бути встановлені вище точок приєднань усіх наявних в мережі споживача джерел реактивної електроенергії.

В умовах транзитних схем електропостачання, що мають багатостороннє живлення, розрахунковий облік як споживання, так і генерації реактивної електроенергії, має встановлюватися безпосередньо на приєднаннях споживача.

При складної схеми електропостачання зі змінними напрямками перетікань реактивної потужності як розрахункова може використовуватись автоматизована система обліку, яка повинна враховувати всі можливі співвідношення перетікань у відповідних тимчасових інтервалах і дозволена для застосування в Україні.

3.4. Плата за споживання і генерацію реактивної електроенергії визначається трьома складовими величинами

П = П1 + П2 - П3, (грн.) (3.1)

де П1 - основна плата за споживання і генерацію реактивної електроенергії;
П2 - надбавка за недостатнє оснащення електричної мережі споживача засобами КРП;
П3 - знижка плати за споживання і генерацію реактивної електроенергії у разі участі споживача в оптимальному добовому регулюванні режимів мережі енергопостачальної організації в розрахунковий період.

3.5. Основна плата за спожиту і генерується реактивну електроенергію визначається формулою

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

де n - число точок розрахункового обліку реактивної енергії;
WQсп - споживання реактивної енергії в точці обліку за розрахунковий період, кВАр.год .;
WQг - генерація реактивної енергії в мережу енергопостачальної організації в точці обліку за розрахунковий період, кВАр.год .;
К = 3 - нормативний коефіцієнт урахування збитків енергосистеми від генерації реактивної електроенергії з мережі споживача;
D - ЕЕРП, що характеризує частку впливу реактивного перетоку в точці обліку на техніко-економічні показники в розрахунковому режимі, кВт / кВАр;
T - фактична середня закупівельна ціна на електроенергію, що склалася за розрахунковий період (розраховується відповідно до нормативних документів НКРЕ), грн. / КВт.год

3.6. Обчислення ЕЕРП виконуються енергопостачальною організацією один раз в два роки. Значення ЕЕРП, базового коефіцієнта стимулювання капітальних вкладень в засоби КРП і коефіцієнта збитків від генерації реактивної потужності по мережі споживача зазначаються в Договорі.

Для нових споживачів розрахункове значення ЕЕРП визначається енергопостачальною організацією в залежності від проектних схем живлення, параметрів і режиму електричної мережі.

3.7. При зонному обліку основна плата за спожиту і генерується реактивну електроенергію визначається формулою nv

П1 = {n *} ({v *, i = 1} WQспі + К * WQгн) * D * T (грн.) (3.3)

де n - число точок обліку аналогічно пункту 3.5;
v - число зон добового графіка електричного навантаження енергопостачальної організації;
i - номер зони добового графіка;
WQспі - споживання реактивної енергії в точці обліку в i-й зоні розрахункового періоду, кВАр.год .;
WQгн - генерація реактивної енергії в точці обліку в нічних провалах добових графіків розрахункового періоду, кВАр.год .;
К = 3 - нормативний коефіцієнт аналогічно пункту 3.5;
D - ЕЕРП в точці обліку аналогічно пункту 3.5, кВт / кВАр;
T - фактична середня закупівельна ціна на електроенергію, що склалася за розрахунковий період (розраховується відповідно до нормативних документів НКРЕ), грн. / КВт.год

За умови зонного обліку реактивної електроенергії плата за генерацію нараховується тільки в зоні нічного провалу добового графіка за вищезазначеною фактичної середньої закупівельної ціни.

У випадках, коли споживач розраховується за активну електроенергію за тарифами, диференційованими за зонами доби, але прилади обліку реактивної електроенергії не мають поділу по зонах доби, сумарне споживання і сумарна генерація реактивної електроенергії за розрахунковий період оплачуються за вищезазначеною фактичної середньої закупівельної ціни.

3.8. Надбавка за недостатнє оснащення електричної мережі споживача засобами компенсації реактивної потужності визначається формулою

П2 = П1 * Сбаз * (К j - 1), (грн.) (3.4)

де П1 - сумарна основна плата;
Сбаз = 1,0 - нормативне базове значення коефіцієнта стимулювання капітальних вкладень в засоби КРП в електричних мережах споживача;
До j - коефіцієнт, який вибирається з табл. 1 залежно від фактичного коефіцієнта потужності споживача tg j в середньому за розрахунковий період.
При обчисленні табл. 1 введено зону нечутливості надбавки П2 до споживання реактивної потужності, обмеженою значенням граничного коефіцієнта потужності - cos j г = 0,97 (tg j г = 0,25).

Надбавка починає діяти, якщо фактичний коефіцієнт потужності менше наведеного значення cos j р

3.9. Фактичний коефіцієнт потужності споживача в середньому за розрахунковий період визначається формулою

tg j = WQсп / WP, (3.5)

де WP - споживання активної електроенергії за розрахунковий період, кВт .;
WQсп - споживання реактивної електроенергії за той же період, кВАр.год.

У разі отримання значення tg j більше 2,00 для вибору До j береться tg j = 2,00.

3.10. Знижка плати за споживання і генерацію реактивної електроенергії можлива за умови достатнього оснащення електричної мережі споживача засобами КРП, наявності зонного обліку спожитої і генерованої електроенергії, виконання споживачем обумовленого енергопостачальною організацією добового графіка споживання і генерації електроенергії та наявності його оперативного контролю. Графіки споживання і генерації, а також розміри знижки обумовлюються в договорі.

4. Особливі ситуації

4.1. При відсутності у споживача приладів обліку реактивних перетікань:

4.1.1. Споживання реактивної електроенергії в точці, де відсутні прилади обліку, за розрахунковий період береться рівним споживанню активної електроенергії з урахуванням нормативного коефіцієнта потужності (tg j н), що дорівнює:

• для тягових підстанцій залізничного транспорту змінного струму - 1,0;
• для тягових підстанцій залізничного транспорту постійного струму, метрополітену і міського електротранспорту - 0,5;
• для інших споживачів - 0,8.

4.1.2. Сумарна реактивна електроенергія, що генерується в мережу енергопостачальної організації, визначається за формулою

WQгр = Qку * tнр, (4.1)

де Qку - сумарна встановлена потужність конденсаторних установок в електричній мережі споживача, зафіксована в Договорі, кВАр;
tнр - число годин неробочого часу споживача за розрахунковий період, год.

Якщо споживач має цілодобовий безперервний режим виробництва, то для нього застосовуються формули

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

де Qку - сумарна встановлена потужність конденсаторних установок, в т.ч. пристроїв технологічного КРП, в електричній мережі споживача, зафіксована в Договорі, кВАр;
Pс.д.в / у - сумарна встановлена потужність високовольтних (6, 10 кВ) синхронних електродвигунів в електричній мережі споживача, зафіксована в Договорі, кВт;
WP - споживання активної електроенергії за розрахунковий період, кВт .;
tк - календарне число годин у розрахунковому періоді, год .;
tg j н-нормативний коефіцієнт потужності згідно з пунктом 4.1.1.

У разі отримання за формулою (4.3) величини WQгр <0 результат приймається рівним нулю.

У разі відключення і опломбування засобів компенсації реактивної потужності при оформленні договору ці кошти в розрахунках за формулами (4.1 - 4.3) НЕ включаются.Расчети за формулами (4.1 - 4.3) виконує електропередавальна організація.

4.1.3. У разі, коли межа розділу електричних мереж енергопостачальної організації і споживача має одну або кілька точок розділу, не обладнаних приладами обліку генерації реактивної електроенергії з мережі споживача, а він неопломбовані конденсаторні установки і / або високовольтні синхронні електродвигуни, для розрахунку використовуються формули (4.1 - 4.3 ), а значення ЕЕРП має бути середньоарифметичним по n точкам обліку.

4.2. У разі встановлення розрахункових електролічильників не на межі розділу балансової належності електромереж:

4.2.1. Втрати реактивної електроенергії в силових трансформаторах, розташованих між точкою розділу і місцем установки електролічильників, визначаються розрахунковим шляхом і відносяться на рахунок організації, на балансі якої є зазначені трансформатори. Втрати реактивної електроенергії в токоограничивающих реакторах, розташованих між точкою розділу і місцем установки електролічильників, не враховуються.

4.2.2. Втрати реактивної електроенергії в силовому трансформаторі визначаються розрахунковим шляхом за формулою

D WQтр = D Qх.х. * Tк + kз2 * D Qк.з. * Tр, (4.4)

де D Qх.х., D Qк.з. - Складові втрат реактивної потужності за даними холостого ходу і короткого замикання силового трансформатора, кВАр;
tк - календарне число годин у розрахунковому періоді, год .;
k з - коефіцієнт завантаження силового трансформатора за розрахунковий період;
tр - кількість годин роботи споживача за розрахунковий період, год.

4.2.3. Складові втрат реактивної потужності визначаються за паспортними даними трансформатора:

D Qх.х. = Sн.т. * Iх.х. / 100, (4.5)
D Qк.з. = Sн.т. * Uк.з. / 100, (4.6)

де Sн.т. - Номінальна потужність трансформатора, кВА;
Iх.х. - Струм холостого ходу,%;
Uк.з. - Напруга короткого замикання,%.

4.2.4. Коефіцієнт завантаження силового трансформатора за розрахунковий період визначається формулою

k з = S ф / Sн.т., (4.7)

де S ф - фактичне середнє завантаження трансформатора за розрахунковий період, кВА;
Sн.т. - Номінальна потужність трансформатора, кВА.

4.2.5. Фактичне середнє завантаження трансформатора визначається по фактичному споживанню електроенергії:

S ф = P2 + Q2, (4.8)
P = WP / tр, (4.9)
Q = WQсп / tр, (4.10)

де WP - споживання активної електроенергії за розрахунковий період, кВт .;
WQсп - споживання реактивної електроенергії за розрахунковий період, кВАр.год .;
tр - кількість годин роботи споживача за розрахунковий період, год.

4.2.6. Розрахунки за формулами (4.4 - 4.10) виконує електропередавальна організація. Втрати реактивної електроенергії в силових трансформаторах споживача, пов'язані з передачею енергії його субспоживачам, розподіляються між ними пропорційно часткам споживання активної електроенергії, але враховуються для оплати тільки тими споживачами, яким електропередавальна організація або основний споживач проводять розрахунки за перетоки реактивної електроенергії. У разі використання розрахункової величини втрат реактивної електроенергії при застосуванні тарифів, диференційованих за зонами доби, вона розподіляється пропорційно часткам споживання активної електроенергії.

4.2.7. У випадках відключення і опломбування силового трансформатора споживача з боку вищого напруги, оплата втрат в трансформаторі не нараховується. Якщо основний споживач не може відключити трансформатор через те, що до нього підключені інші споживачі, то відключаються і пломбуються приєднання основного споживача, а втрати реактивної електроенергії в трансформаторі, обумовлені передачею енергії його субспоживачам, розподіляються між ними пропорційно часткам споживання активної електроенергії, але враховуються для оплати тільки тими споживачами, яким електропередавальна організація або основний споживач проводять розрахунки за перетікання реактивної еле гії.

4.2.8. Залежно від місць установки розрахункових електролічильників по межі поділу електромереж, розрахункова величина втрат реактивної електроенергії додається або віднімається від певного лічильниками обсягу споживання реактивної електроенергії. Якщо при відніманні отримано результат, менше нуля, він приймається рівним нулю. Обсяг генерації реактивної електроенергії для нарахування основної плати П1 визначається тільки за приладами обліку, без урахування розрахункового значення втрат.

При визначенні фактичного коефіцієнта потужності для нарахування надбавки П2, розрахункове значення втрат реактивної електроенергії в силових трансформаторах споживача не враховується.

4.3. Залучення споживачів до регулювання балансу реактивної потужності в енергорайоні:

4.3.1. Якщо електропередавальна організація залучає споживача до регулювання балансу реактивної потужності в його енергорайоні в узгоджені годинник добового графіка, то споживання і генерація реактивної електроенергії повинні реєструватися окремо для цього годинника. Графік роботи, спосіб обліку і умови оплати бажаних перетоків реактивної енергії узгоджуються енергопостачальною організацією і споживачем і відображаються в договорі.

4.3.2. При значних підвищеннях або зниженнях напруги в окремих вузлах енергорайону електропередавальна організація має право коригувати Договір для створення спеціальних режимів роботи пристроїв КРП в електричних мережах відповідних споживачів цього енергорайону.

4.3.3. При можливості харчування електроустановок споживача від його власної електростанції і від мереж енергопостачальної організації розрахунки за споживання і за генерацію реактивної електроенергії здійснюються тільки за приладами, призначеними для розрахунків споживача з енергопостачальною організацією.

4.3.4. Режими і графіки роботи генераторів електростанцій, синхронних компенсаторів та інших пристроїв, що належать споживачам електроенергії та здатні віддавати реактивну потужність в мережу або споживати її з мережі, встановлюються енергопостачальною організацією в залежності від балансу реактивної потужності в відповідному енергорайоні.

Генерація реактивної енергії від таких пристроїв в мережу енергопостачальної організації здійснюється по спеціальній угоді. У цих випадках повинен бути встановлений двонаправлений облік реактивної електроенергії відповідно пунктом 3.3 цієї Методики.

4.3.5. Рішення про доцільність залучення споживачів до регулювання балансу реактивної потужності по спеціальній угоді приймає електропередавальна організація спільно з відповідною енергосистемою і споживачем в залежності від схеми і режиму роботи основної і розподільної мережі.

5. Організаційні питання

5.1. Складові ЕЕРП D1 розраховуються для кожного центру живлення споживачів за нормальною схемою і характерним режимом основної мережі електроенергетичної системи. Розрахункова схема і характерний режим визначаються, а результати розрахунків D1 затверджуються Державним підприємством "Національна енергетична компанія" Укренерго ".

Складові ЕЕРП D2 розраховуються для кожної точки розрахункового обліку на кордоні розділу балансової належності електромереж енергопостачальної організації і споживача за нормальними схемами і характерними режимами розподільних мереж електропередавальних організацій. Розрахункові схеми і характерні режими визначаються, а результати розрахунків D2 затверджуються відповідними електропередавальними організаціями.

5.2. Передбачений пунктом 3.6 Методики дворічний термін використання значень ЕЕРП, розрахованих в перехідний період 1998 - 2000 рр, встановлений з 01.01.2001.

5.3. При обчисленні ЕЕРП (складова D2), якщо облік реактивної електроенергії встановлені за кордоном розділу балансової належності електромереж, силові трансформатори і токоограничивающих реакторів, що належать споживачам, але розташовані в точці обліку, включаються в схеми їх живлення. При обчисленні ЕЕРП (складова D2) в умовах послідовної зв'язку електромереж ряду споживачів, наявності живлення мережі енергопостачальної організації через схеми споживачів і ін., Лінії електропередачі, що належать споживачам, не враховуються. При необхідності участі таких ліній в схемах харчування, вони задаються з опором рівним нулю.

5.4. Якщо електропередавальна організація здійснює розрахунки за перетікання реактивної електроенергії з основним споживачем незалежно від розрахунків з субспоживачем, то:

• плата основного споживача електропередавальної організації визначається з використанням значення ЕЕРП, розрахованого до межі розділу електромереж енергопостачальної організації та основного споживача;
• плата субспоживача основному споживачу регламентується цією самою Методики і визначається з використанням значення ЕЕРП, розрахованого до межі розділу електромереж основного споживача та субспоживача;
• за зверненням основного споживача електропередавальна організація повинна надавати йому методичну та розрахункову допомогу.

5.5. Якщо електропередавальна організація здійснює розрахунки за перетоки реактивної енергії з основним споживачем, враховуючи перетік субспоживача, то:

• при наявності як у основного, так і в субспоживача приладів обліку реактивної електроенергії споживання субспоживача віднімається від споживання, значення якого зафіксовано на кордоні розділу електромереж енергопостачальної організації та основного споживача, а генерація субспоживача віднімається від генерації, значення якої зафіксовано на тій же межі. Якщо при відніманні отримано результат, менше нуля, то він приймається рівним нулю;
• при відсутності приладів обліку в субспоживача, а також в умовах їх наявності в субспоживача, але в разі їх відсутності у основного споживача, використовуються передбачені в пункті 4.1 Методики розрахункові значення споживання і генерації реактивної електроенергії, але плата основного споживача визначається без вирахування перетоків субспоживача;
• плата основного споживача визначається з використанням значення ЕЕРП, розрахованого до межі розділу електромереж енергопостачальної організації та основного споживача;
• плата субспоживача електропередавальної організації визначається з використанням значення ЕЕРП, підрахованого до межі розділу електромереж енергопостачальної організації та основного споживача.

Розрахунки, що враховують перетоки реактивної електроенергії електромережами основного споживача з використанням значення ЕЕРП, підрахованого до межі розділу мереж основного споживача та субспоживача, проводяться тільки між ними. При цьому субспоживач сплачує основному споживачу плату за обсяги перетікань на межі поділу їх електромереж, а електропередавальна організація проводить розрахунки з основним споживачем за обсяги перетікань на межі поділу власних мереж і мереж основного споживача відповідно до пункту 5.4 Методики. Якщо через мережу основного споживача харчуються транзитом споживачі, підключені до мереж енергопостачальної організації, то розрахунки між основним споживачем та енергопостачальною організацією можуть проводитися за різницею плати на живильному і транзитної точках балансового розмежування мереж з урахуванням відповідних ЕЕРП. У разі отримання від'ємного значення результату він приймається рівним нулю.

5.6. У режимних ситуаціях, коли основний споживач або субспоживач генерує частку реактивної електроенергії, яка споживається відповідно субспоживачем або основним споживачем, як розрахункова може використовуватись автоматизована система обліку, яка повинна враховувати всі можливі співвідношення перетікань у відповідних тимчасових інтервалах і є дозволеною для використання в Україні.

Пряме віднімання генерації реактивної електроенергії від її споживання або споживання реактивної енергії від її генерації технологічно некоректно і неприпустимо.

5.7. Статистичний метод розрахунку ЕЕРП (величини dст) реалізується за допомогою комп'ютерного комплексу Методики (комплекс кВАр) тільки для класу напруги 10 (6) кВ та без урахування активного опору силових трансформаторів незалежно від їх балансової належності.

Для споживачів, які не мають інформації про параметри і режими основної або розподільної мережі (у випадках живлення від інших енергокомпаній або електричних зв'язків із зарубіжжям) використовуються середньозважені значення ЕЕРП (величини D1ср, d2ср), розраховані для відповідних рівнів напруг. Названо значення D1ср, d2ср визначаються за формулами (2.1, 2.2) Методики за даними відповідного енергопостачальної організації і затверджуються на її рівні. При обчисленні ЕЕРП (складові D2) для споживачів, харчування яких здійснюється розподільними мережами 10 (6) кВ, в умовах відсутності інформації про фактичні навантаження електромережі розрахункові коефіцієнти завантаженості трансформаторів приймаються рівними 0,2.

5.8. Якщо споживач має кілька майданчиків, додатки для розрахунків за реактивну електроенергію оформляються окремо для кожної площадки.

Многооб'ектних споживачі типу теплових мереж, водоканалізаційних господарств і т.д. за взаємної згоди енергопостачальної організації і споживача можуть оформляти один додаток для групи об'єктів.

5.9. Для споживачів, які вперше починають розрахунки згідно з пунктом 3.1, плата за споживання і генерацію реактивної електроенергії нараховується з поступовою корекцією результату за формулою (3.1) протягом трьох років з моменту введення розрахунків за реактивну електроенергію, з урахуванням коефіцієнта:

• перший рік - 0,25;
• другий рік - 0,5;
• третій рік - 0,75;
• в подальшому - 1,0.

5.10. У разі непредставлення даних про перетоки реактивної електроенергії в терміни, визначені в Договорі, електропередавальна організація здійснює розрахунок так само, як і при відсутності приладів обліку відповідно до пунктів 4.1.1 та 4.1.2 цієї Методики. При пошкодженні розрахункових приладів обліку реактивної електроенергії, викликаного навмисними діями споживача, зміни схем підключення приладів обліку або крадіжці електроенергії, споживання реактивної електроенергії приймається рівним активному, визначеному за розрахунковий період, а значення генерації реактивної електроенергії обчислюється згідно з пунктом 4.1.2 цієї Методики.

5.11. У разі тимчасового порушення обліку, не викликане навмисними діями споживача, розрахунок за перетоки реактивної електроенергії здійснюється по середньодобовими показниками за попередній розрахунковий період.

Період розрахунку за середньодобовими показниками не повинен перевищувати один місяць, протягом якого облік повинен бути відновлений. У разі, коли з об'єктивних причин облік не може бути відновлений в зазначений термін, порядок подальших розрахунків встановлюється двосторонньою угодою між енергопостачальною організацією та споживачем.

5.12. Розбіжності, що виникають між споживачами і енергопостачальною організацією за цієї Методики, розглядаються Держенергонаглядом України. У разі незгоди сторін питання вирішується відповідно до чинного законодавства.

Таблиця 1. Залежність До j від tg j для розрахунків за формулою (3.4)

заступник головного державного інспектора України з енергетичного нагляду Е. Л. Арбузов