Стартовая >> Документация >> Энергонадзор >> Використання Методики обчислення плати за перетікання реактивної електроенергії для залізниць

Використання Методики обчислення плати за перетікання реактивної електроенергії для залізниць

Оглавление
Використання Методики обчислення плати за перетікання реактивної електроенергії для залізниць
Додатки

ЗАТВЕРДЖЕНО
наказом Міністерства палива та енергетики України, Міністерства транспорту України
від 22 березня 2004 р. N 149/225

Зареєстровано
в Міністерстві юстиції України
8 квітня 2004 р. за N 457/9056

Порядок використання для залізниць України Методики обчислення плати за перетікання реактивної електроенергії між електропередавальною організацією та її споживачами

1. Загальні положення

Цей Порядок розроблено відповідно до Методики обчислення плати за перетікання реактивної електроенергії між електропередавальною організацією та її споживачами (далі - Методика), затвердженої наказом Міністерства палива та енергетики України від 17 січня 2002 року N 19, зареєстрованим у Міністерстві юстиції України 1 лютого 2002 року за N 93/6381, та Правил користування електричною енергією, затверджених постановою НКРЕ від 31.07.96 N 28, зареєстрованих у Міністерстві юстиції України 02.08.96 за N 417/1442 (із змінами і доповненнями).

Цей Порядок визначає обчислення плати за перетікання реактивної електроенергії між електропередавальною організацією та залізницею як споживачем електроенергії.

Крім того, Порядок визначає алгоритм розподілу плати за перетікання реактивної електроенергії між електроенергетичними системами (енергосистемами) та електропередавальними організаціями.

Цей Порядок обов'язковий для виконання відповідним персоналом НЕК "Укренерго", електропередавальних організацій та залізниць України.

Порядок ураховує сучасні економічні, технологічні та організаційні особливості залізниць, а саме: отримання залізницями ліцензій на передачу та постачання електроенергії за регульованим тарифом, здійснення електропостачання тягового навантаження від територіально віддалених тягових підстанцій, які зв'язані між собою мережею 27,5 кВ змінного струму або 3,3 кВ постійного струму, наявність транзитних перетікань електроенергії інших електропередавальних організацій, що викликає необхідність розподілу частки втрат у триобмоткових трансформаторах тощо.

2. Загальні характеристики об'єктів залізниць

Загальні характеристики залізниці як об'єкта, що має у своєму складі ділянку, електрифіковану змінним струмом (далі - ДЗЕ /~/) або електрифіковану постійним струмом (далі - ДЗЕ /=/), ілюструються пооб'єктною структурою електричних мереж залізниці для визначення плати за перетікання реактивної електроенергії в додатку 1 та додатку 2 відповідно.

2.1. ДЗЕ (~) або ДЗЕ (=) залізниці відповідно до Методики є об'єктами, що мають територіально віддалені тягові підстанції, зв'язані внутрішньою споживчою тяговою мережею, та повинні розглядатися як споживачі з однією площадкою. При технічному обґрунтуванні можливий поділ ДЗЕ на декілька незалежних площадок. Розрахункова межа ДЗЕ (=) міститься на шинах 35, 10(6) кВ змінного струму тягових агрегатів (далі - ТА).

2.2. Тягові підстанції ДЗЕ (~) забезпечують транспортування електроенергії трьома рівнями напруги:

-

системна напруга на вводі трансформаторів зв'язку між енергосистемою і електропередавальною організацією 110(150) кВ. На цьому класі напруги здійснюється керування перетіканням активної та реактивної потужності в основному в магістральних електричних мережах. Контроль режиму електромереж на цьому рівні здійснюється диспетчерськими службами енергосистем як одним з найважливіших схемно-режимних компонентів енергосистем;

-

транзитна напруга зв'язку з електропередавальною організацією 35, 10 кВ. На цьому класі напруги електропередавальні організації здійснюють транспортування електроенергії іншим споживачам. Схемно-режимний стан мереж контролюється персоналом залізниці;

UСП

-

споживча напруга власного електротягового навантаження залізниці 27.5 кВ. З позицій Методики залізниці на цьому рівні напруги є споживачами з урахуванням активних та реактивних перетікань на стороні 27.5 кВ тягового трансформатора.

2.3. Тягові підстанції ДЗЕ (=) забезпечують транспортування електроенергії трьома або двома рівнями напруги:

-

системна напруга на вводі трансформаторів зв'язку між енергосистемою і електропередавальною організацією 110(150)кВ. На цьому класі напруги здійснюється керування перетіканням активної та реактивної потужності в основному в магістральних електричних мережах. Контроль режиму електромереж на цьому рівні здійснюється диспетчерськими службами енергосистем як одним з найважливіших схемно-режимних компонентів енергосистем. У ряді випадків системною напругою є напруга 35 кВ, якою здійснюється живлення трансформатора тягової підстанції. Можливі варіанти системної напруги 10(6) кВ, коли живлення здійснюється лініями зв'язку з електропередавальною організацією без трансформаторів;

-

транзитна напруга зв'язку з електропередавальною організацією 35, 10(6) кВ. На цьому класі напруги електропередавальні організації здійснюють транспортування електроенергії іншим споживачам. Схемно-режимний стан мереж контролюється персоналом залізниці;

UСП

-

споживча напруга тягового агрегату 35, 10(6) кВ змінного струму.
З позицій Методики на цьому рівні напруги залізниця є споживачем з урахуванням активних та реактивних перетікань на стороні 35, 10(6) кВ змінного струму тягового агрегата.

2.4. На транзитному рівні напруги залізниця не проводить розрахунків за перетікання реактивної електроенергії з електропередавальною організацією.

2.5. На споживчому рівні напруги залізниця розраховується за перетікання реактивної електроенергії з енергосистемою і електропередавальною організацією як абонент з приладним обліком на шинах споживчої напруги, до яких підключено технологічне навантаження ДЗЕ, а саме:

• на ДЗЕ (~) - фідери контактної мережі (тяга), трансформатори власних потреб (далі - ТВП) і лінії - два проводи, рейка (далі - ДПР);

• на ДЗЕ (=) - тяга, ТВП і лінії поздовжнього енергопостачання (далі - ПЕ).

Частка втрат реактивної енергії в трансформаторі, пропорційна активному навантаженню споживача, визначається розрахунковим шляхом за даними приладного обліку системного, транзитного і споживчого рівнів напруги та враховується при визначенні плати П1.

2.6. Якщо тяговий трансформатор не використовується для транзиту електроенергії, то розрахунок плати П1 може виконуватися за даними лічильників електроенергії системної напруги.

2.7. При роботі як електропередавальна організація залізниця проводить розрахунки за перетікання реактивної електроенергії з власними споживачами, що живляться локальними розподільчими мережами 35, 27.5, 10(6) кВ, що належать залізниці, у тому числі лініями - два проводи, рейка та лініями поздовжнього енергопостачання. Плата за WQ визначається згідно з Методикою.

3. Характеристики приладного обліку залізниці і визначення розрахункових значень електроспоживання

3.1. Тягові підстанції мають багатоваріантну структуру приладного обліку перетікань активної та реактивної електроенергії на системному, транзитному та споживчому рівнях напруги. Основні варіанти структури приладного обліку подані в додатку 1 та додатку 2.

3.2. Перелік даних приладного обліку і розрахункових величин, необхідних для визначення плати за споживання та генерацію реактивної електроенергії, для ДЗЕ (~) такий:

WP27, WP35(10), WP110

-

дані приладного обліку споживання активної електроенергії на споживчій, транзитній і системній напругах;

WQСП27, WQСП35(10), WQСП110

-

дані приладного обліку споживання реактивної електроенергії на споживчій, транзитній і системній напругах;

WQГ27, WQГ 110

-

дані приладного обліку генерації реактивної електроенергії на споживчій і системній напругах;

WQСПР27, WQГР27

WQСПР110, WQГР110

-

розрахункові значення споживання і генерації реактивної електроенергії на споживчій та системній напругах;

DWQТР27

-

частка втрат реактивної електроенергії в трансформаторі, віднесена до активного споживчого навантаження 27.5 кВ;

D27, D110

-

розрахункові значення економічного еквіваленту реактивної потужності (далі - ЕЕРП) на системній і споживчій напругах.

Для ДЗЕ (=) перелік даних приладного обліку і розрахункових величин, необхідних для розрахунку плати за споживання реактивної електроенергії, визначається аналогічно, шляхом заміни індексів системної, транзитної та споживчої напруг згідно з п. 1.3.

3.3. Приладний облік на всіх рівнях напруг тягових трансформаторів повинен виконуватись двонаправленними електронними електролічильниками, що здійснюють визначення споживання і генерації реактивної електроенергії за даними чотириквадрантного обліку в залежності від напрямку перетікання активної потужності:

WQСП = WQ1 + WQ2;

WQГ = WQ3 + WQ4,

де

WQ1, WQ2, WQ3, WQ4

-

дані реактивних перетікань у відповідних квадрантах електролічильника.

3.4. За відсутності приладного обліку споживання реактивної електроенергії розрахункове значення для кожної точки обліку споживчого або системного рівнів напруги визначається з використанням формули

WQСПР = tg jH · WP,

(1)

де

tg jH

-

нормативний tg jH

для ДЗЕ (~) дорівнює 1,
для ДЗЕ (=) дорівнює 0.5;

WP

-

споживання активної електроенергії в точці обліку за розрахунковий період.

Індексація споживчої або системної напруги у формулі (1) виконується згідно з п. 1.2 для ДЗЕ (~) та згідно з п. 1.3 для ДЗЕ (=).

3.5. За відсутності приладного обліку генерації реактивної електроенергії для ДЗЕ (~) розрахункове значення для кожної тягової підстанції визначається за формулою

WQГР = QРКП · t - tg jH · WP,

(2)

де

t

-

календарний час розрахункового періоду;

QРКП

-

наявна реактивна потужність компенсувальних пристроїв, установлених у зоні живлення даної тягової п/ст, що відрізняється від установленої QКП за рахунок послідовно включеного в ланцюзі КП реактора;

WP

-

споживання активної електроенергії тяговою п/ст за розрахунковий період.

При отриманні за формулою (2) величини WQГР < 0 результат приймають рівним 0.

Індексація споживчої або системної напруг формули (2) виконується згідно з п. 1.2 та з п. 1.6.

3.6. У разі тимчасового порушення приладного обліку на споживання або генерацію реактивної електроенергії замість нормативного може використовуватися фактичний tg j, визначений за попередній розрахунковий період.

3.7. Розрахункові величини WQСПР, WQГР, DWQТР рекомендується визначати за допомогою сертифікованого в установленому порядку комп'ютерного абонентського комплексу з урахуванням вимог пунктів 2.4, 2.5, 2.6, даних ретроспективи приладного обліку та поточних показів лічильників на споживчому, транзитному і системному рівнях напруги.

4. Використання основних розрахункових положень Методики

4.1. ЕЕРП розраховуються до шин системної та споживчої напруг відповідно до нормальної схеми та характерного режиму роботи тягових підстанцій. Навантаження трансформаторів цього режиму на шинах споживчої та транзитної напруг визначаються залізницею і узгоджуються з диспетчерською службою енергосистеми. Розрахунки ЕЕРП виконуються за допомогою сертифікованого комплексу КВАРЕМ на основі розрахункової інформаційної бази живильних енергосистем і електропередавальних організацій.

4.2. Для ДЗЕ (~) розрахунок плати П1 виконується за загальною формулою (3.2) Методики для кожної підстанції

розрахунок плати

(3)

де

n

-

число точок розрахункового обліку реактивної електроенергії споживчого рівня напруги 27.5 кВ;

WQсп

-

споживання реактивної електроенергії за розрахунковий період на технологічні потреби (тяга + ТВП + ДПР) WQсп = WQСП27 + DWQТР27, кВАр·год.;

WQГ

-

генерація реактивної електроенергії за розрахунковий період
(WQГ = WQГ27), кВАр·год.;

К

-

К = 3 - нормативний коефіцієнт урахування збитків енергосистеми від генерації реактивної електроенергії з мережі споживача;

D

-

ЕЕРП на споживчому рівні напруги (D = D27);

T

-

прогнозована (розрахункова) середня закупівельна ціна активної електроенергії за розрахунковий місяць, грн./кВт·год.

При визначенні WQСП ураховується частка втрат реактивної електроенергії трансформаторів DWQТР27.

Якщо в точці обліку відсутній транзитний рівень напруги, розрахунок може виконуватися за даними приладного обліку системної напруги (WQСП = WQСП110, WQГ = WQГ110, D = D110).

4.3. Для ДЗЕ (=) розрахунок плати П1 виконується за формулою (3.2) Методики з урахуванням відсутності генерації реактивної електроенергії

(4)

де

n

-

число точок розрахункового обліку реактивної електроенергії споживчого рівня напруги 35, 10(6) кВ згідно п. 1.3;

WQсп

-

споживання реактивної електроенергії за розрахунковий період на технологічні потреби (тяга + ТВП + ПЕ), кВАр·год.;

D

-

ЕЕРП на споживчому рівні напруги;

T

-

прогнозована (розрахункова) середня закупівельна ціна активної електроенергії за розрахунковий місяць, грн./кВт·год.

При визначенні WQСП ураховується частка втрат реактивної електроенергії трансформаторів DWQТР, що відповідають споживчому рівню напруги.

Якщо в точці обліку відсутній транзитний рівень напруги, розрахунок може виконуватися за даними приладного обліку системної напруги згідно з п. 1.3.

4.4. Для залізниць, що працюють як ліцензіати з постачання електроенергії за регульованим тарифом, у розрахунках використовується прогнозований тариф ліцензіата залізниці. Для інших залізниць використовується прогнозований тариф ліцензіата з постачання електроенергії, мережами якого здійснюється електропостачання тягових підстанцій за нормальною схемою живлення.

4.5. Розрахунок надбавки П2 визначається за формулою (3.4) пункту 3.8 Методики для ДЗЕ в цілому (або за виділеними площадками). Фактичний коефіцієнт потужності в середньому за розрахунковий період визначається за формулою

tg j = WQСПС / WPС,

(5)

де

WPС WQСПС

-

відповідно сумарне споживання активної і реактивної електроенергії за розрахунковий період за всіма тяговими підстанціями (або за тяговими п/ст виділеної площадки) на споживчій напрузі (без урахування DWQТР) або системній напрузі, якщо трансформатор не використовується для транзитних перетікань.

4.6. Розрахунки П1 і П2 для власних абонентів, які живляться локальними мережами 35, 27.5, 10(6) кВ, що належать залізниці, виконуються відповідно до положень Методики.

4.7. За відсутності приладного обліку споживчого рівня напруги використовуються розрахункові значення (WQСПР, WQГР), які визначаються сертифікованим комп'ютерним абонентським комплексом.

4.8. Частка реактивних втрат трансформатора, що пропорційна активному навантаженню шин споживчої напруги, визначається сертифікованим комп'ютерним абонентським комплексом за даними приладного обліку споживчого, транзитного та системного рівнів напруги.

5. Основні положення алгоритму розподілу плати за перетікання реактивної електроенергії між енергосистемою і електропередавальною організацією

5.1. За основу алгоритму береться нормальна схемно-режимна інформація залізниці, за якою виконується базовий розрахунок ЕЕРП. Для кожної підстанції (трансформатора) виділяється радіус живлення від шин споживача до меж балансового поділу електропередавальної організації з енергосистемою. Наприклад, для ДЗЕ (~) структура радіуса подана в додатку 3 на рис.1.

Фіксується живильна енергосистема і живильна електропередавальна організація, для яких має виконуватися розподіл плати.

5.2. За даними зведених відомостей ЕЕРП (D1), затверджених енергосистемою, і зведених відомостей ЕЕРП (D2, D), затверджених електропередавальною організацією, обираються необхідні значення ЕЕРП радіуса:

DСП

- ЕЕРП споживчої напруги тягової п/ст;

DЕС

- ЕЕРП на межі основної мережі енергосистеми.

Розрахункові значення ЕЕРП електропередавальної організації (DЕО) згідно з п. 5.5 Методики (варіант балансу плати між електропередавальною організацією та основним споживачем) визначаються за формулою

DЕО = DСП - DЕС.

Відзначимо, що при цьому виконується рівність

DСП = DЕС + DЕО.

5.3. Плата П1 щодо кожної підстанції поділяється на дві складові відповідно до рівня участі в транспортуванні реактивної електроенергії основної мережі енергосистеми і розподільної мережі електропередавальної організації:

П1 = П1ЕО + П1ЕС;

П1ЕО = П1 · DЕО / DСП;

(6)

П1ЕС = П1 · DЕС / DСП,

де

П1ЕО

- складова частина плати П1 електропередавальній організації;

П1ЕС

- складова частина плати П1 енергосистемі.

5.4. Розподіл сумарної надбавки П2 між живильними енергосистемою і електропередавальною організацією виконується пропорційно сумарним значенням П1 цих енергосистеми і електропередавальної організації за загальним фактичним tg j для площадки.

5.5. Якщо енергосистема не є учасником розподілу плати П1 або в разі живлення тягової підстанції постійного струму на системній напрузі 35 кВ визначення плати П1 для енергосистеми не проводиться. Розрахунок виконується за формулою (6) при умові П1ЕС = 0, DЕС = 0.

6. Основні положення алгоритму розподілу плати за перетікання реактивної електроенергії між енергосистемою, електропередавальною організацією і залізницею, що працює як ліцензіат з передачі або постачання електроенергії за регульованим тарифом

6.1. За основу алгоритму береться нормальна схемно-режимна інформація залізниці, за якої виконується базовий розрахунок ЕЕРП. Для кожної підстанції (трансформатора) виділяється радіус живлення від шин споживача до меж балансового поділу живильної електропередавальної організації із залізницею і енергосистемою. Наприклад, для ДЗЕ (~) структура радіуса подана в додатку 3 на рис. 2.

Фіксуються живильна енергосистема, живильна електропередавальна організація і залізниця, для яких повинен виконуватися розподіл плати.

6.2. За даними затверджених енергосистемою зведених відомостей ЕЕРП (D1) та затверджених електропередавальною організацією і залізницею зведених відомостей ЕЕРП (D2, D) обираються необхідні значення ЕЕРП радіуса:

DСП

-

ЕЕРП споживчої напруги тягової п/ст;

-

ЕЕРП на межі електропередавальної організації із залізницею (системна напруга);

DЕС

-

ЕЕРП на межі основної мережі енергосистеми з електропередавальною організацією.

Розрахункові значення ЕЕРП електропередавальної організації (DЕО) і залізниці (DЗ) згідно з п. 5.5 Методики (варіант балансу плати між електропередавальною організацією та основним споживачем) визначаються за формулами:

DЕО = DС - DЕС;

DЗ = DСП - DС.

При цьому виконується рівність

DСП = DЕС + DЕО + DЗ.

6.3. Плата П1 щодо кожної підстанції поділяється на три складові відповідно до рівня участі в транспортуванні реактивної електроенергії основними мережами енергосистеми та розподільними мережами електропередавальної організації, залізниці:

П1 = П1ЕО + П1ЕС + П1З;

П1ЕО = П1 · DЕО / DСП;

(7)

П1ЕС = П1 · DЕС / DСП;

П1З = П1 · DЗ / DСП,

де

П1ЕО

-

складова частина плати П1 електропередавальної організації;

П1ЕС

-

складова частина плати П1 енергосистеми;

П1З

-

складова частина плати П1 залізниці, що працює як ліцензіат з передачі або постачання електроенергії за регульованим тарифом.

6.4. Розподіл сумарної надбавки П2 між живильними енергосистемою, електропередавальною організацією та залізницею виконується пропорційно сумарним значенням П1 цих енергосистеми, електропередавальної організації та залізниці за загальним фактичним tg j для площадки.

6.5. При отриманні від'ємних із знаком мінус значень плати П1ЕО, викликаних ЕЕРП DЕО < 0 (у результаті зустрічних транзитних перетікань реактивної потужності в живильній мережі 110 кВ, керованих режимом основної мережі енергосистеми, маємо DСП < DЕО або DС < DЕО), відбувається перерозподіл плати:

П1*ЕО

=

|П1ЕО| (абсолютне значення);

П1*ЕС

=

П1ЕС - 2 П1*ЕО,

де

П1*ЕО, П1*ЕС

-

підсумковий перерозподіл плати, що зберігає фінансовий баланс формул (6, 7) пунктів 4.3 та 5.3.

6.6. Якщо енергосистема не є учасником розподілу плати П1 або якщо живлення тягової підстанції постійного струму на системній напрузі 35 кВ, визначення плати П1 для енергосистеми не проводиться. Розрахунок виконується за формулою (7) при умові П1ЕС = 0, DЕС = 0.

Головний державний інспектор
України з енергетичного нагляду

Є. Л. Арбузов

Начальник Головного
управління електрифікації та
електропостачання
"Укрзалізниці"

І. В. Малишко

Завідувач Галузевої
науково-дослідної лабораторії
Мінпаливенерго України
при НТУУ "КПІ"

Д. Б. Банін



 
« АСКУЭ Газпром   Відповіді на питання щодо застосування Методики обрахування плати за приєднання електроустановок »
электрические сети