ЗАТВЕРДЖЕНО Зареєстровано |
МЕТОДИКА
обчислення плати за перетікання реактивної електроенергії між електропередавальною організацією та її споживачами
1. Загальні положення
1.1. Ця Методика обов'язкова для виконання відповідним персоналом Національної енергетичної компанії "Укренерго" та її регіональних підрозділів, енергогенерувальних, енергопостачальних і електропередавальних організацій усіх форм власності, споживачів електроенергії, проектних та науково-дослідних організацій відповідного профілю.
Методика орієнтована на ринкові відносини електропередавальних організацій зі споживачами при державному економічному регулюванні цих відносин за 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 потрібне також для забезпечення першочергових стандартних умов якості електричної енергії, а саме рівнів напруги на межі балансової належності електромереж електропередавальної організації та для зменшення аварійності основного електрообладнання в енергосистемі та у споживачів електроенергії.
У взаємодії із чинними методиками формування тарифів на активну електроенергію плата за перетікання реактивної електроенергії є адресним економічним стимулом для зменшення негативного впливу реактивних потужностей конкретних споживачів на втрати активної електроенергії в основній 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:
• узагальнювальних характеристик схеми та режиму основної та розподільчої електричної мережі, що мають назву економічних еквівалентів реактивної потужності (далі - ЕЕРП) в точках живлення конкретних споживачів;
• коефіцієнта стимулювання капітальних вкладень у засоби компенсації реактивних потужностей (далі - КРП) в електричних мережах, належних споживачам;
• коефіцієнта врахування збитків енергосистеми, що виникають у 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 за зонами добових графіків.
Визначені 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, що увійшли до розробленого в 1996 - 99 рр. комп'ютерного "Комплексу відлікового аналізу реактивів електричних мереж" (далі - КВАРЕМ). Функціональна коректність програм обчислення ЕЕРП у складі КВАРЕМ підтверджена сертифікатом відповідності програмного засобу, виданим 13.12.99.
1.2. Методика забезпечує:
- адекватне технологічним умовам транспорту та розподілу електроенергії економічне стимулювання споживачів до зменшення перетікання реактивної потужності та 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 у часі (зонний) облік, використання комп'ютерної техніки;
- упорядкування організаційних взаємовідносин електропередавальної організації зі споживачами електроенергії.
2. Використані величини
2.1. Вхідні величини, що отримуються інструментальним шляхом (за допомогою приладів або систем обліку електроенергії):
WP - споживання активної електроенергії за розрахунковий період, кВт.год.;
WQсп - споживання реактивної електроенергії (перетікання реактивної електроенергії з мережі електропередавальної 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.;
DWQтр - розрахункові втрати реактивної електроенергії в силовому трансформаторі за умов, коли 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 КВАРЕМ за наявності повної інформації про параметри та режими магістральної та розподільчої електричних мереж:
D1 - перша складова ЕЕРП, що характеризує частку впливу реактивного перетікання через межу розділу електричних мереж електропередавальної організації та 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 електропередавальної організації та 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 електропередавальної організації та 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 КВАРЕМ 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 = ∑ (D1 • Qцж) / ∑ Qцж, (2.1)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 та режим магістральної мережі та виконані розрахунки за пунктом 2.3, кВАр;
m - число названих центрів живлення;
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 = ∑ (D2 • Qсп) / ∑ 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, що визначається статистично за комп'ютерною базою даних для використання стосовно споживачів, для яких надана 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, що визначається статистичним аналізом у комп'ютерній базі даних про параметри та режим електричних мереж електропередавальної організації, кВАр;
R - розрахунковий активний опір радіуса електричної мережі від вузла, де виконано підрахунок ЕЕРП за повною інформацією, до межі розділу 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 у засоби компенсації реактивних потужностей (КРП), які необхідно встановити в електричній мережі споживача, прийнято рівним 1,0.
До складу засобів КРП входять компенсувальні установки (КУ), засоби регулювання потужності КУ, прилади або системи обліку реактивної електроенергії.
При змінах економіко-організаційних механізмів, вартостей КУ та допоміжного обладнання, експлуатаційних витрат тощо значення коефіцієнта Сбаз, перераховане відповідно до нових умов, затверджується Мінпаливенерго.
2.5.2. Коефіцієнт урахування збитків енергосистеми К, що виникають при генерації реактивної електроенергії з електричних мереж споживачів через підвищення напруги, необхідність роботи магістральної мережі за 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 перетікання реактивної електроенергії з мережі електропередавальної організації та за генерацію в її мережу згідно з відповідними додатками до Договорів, передбаченими Правилами користування електричною енергією, затвердженими 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 точками обліку на одній площадці 5000 кВт.год. та більше.
Площадками називаються територіально відокремлені (розташовані за різними адресами) об'єкти споживача (цехи, підрозділи тощо), 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. Усі названі лічильники повинні мати стопори зворотного ходу.
3.3. В умовах можливості виникнення зустрічних перетікань реактивної потужності з 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 у 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.
За умови 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 часових 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 електропередавальної організації в розрахунковий період.
3.5. Основна плата за спожиту і генеровану реактивну електроенергію визначається формулою
П1 = ∑(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 електропередавальної 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 електропередавальною організацією один раз на два роки. Значення ЕЕРП, базового коефіцієнта стимулювання капітальних вкладень у засоби КРП і коефіцієнта збитків від генерації реактивної потужності з мережі споживача зазначаються в Договорі.
Для нових споживачів розрахункове значення ЕЕРП визначається електропередавальною організацією залежно від проектних схем живлення, параметрів і режиму електричної мережі.
3.7. При зонному обліку основна плата за спожиту і генеровану реактивну електроенергію визначається формулою
П1 = ∑(∑WQспі + К • WQгн) • D • T,
(грн.)
(3.3)
де n - число точок обліку аналогічно пункту 3.5;
v - число зон добового графіка електричного навантаження електропередавальної 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 у зоні нічного провалу добового графіка за вищезгаданою фактичною середньою закупівельною ціною.
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 та сумарна генерація реактивної електроенергії за розрахунковий період оплачуються за вищезгаданою фактичною середньою закупівельною ціною.
3.8. Надбавка за недостатнє оснащення електричної мережі споживача засобами компенсації реактивної потужності визначається формулою
П2 = П1 • Сбаз • (Кj - 1),
(грн.)
(3.4)
де П1 - сумарна основна плата;
Сбаз = 1,0 - нормативне базове значення коефіцієнта стимулювання капітальних вкладень у засоби КРП в електричних мережах споживача;
Кj - коефіцієнт, що вибирається з табл. 1 залежно від фактичного коефіцієнта потужності споживача tgj в середньому за розрахунковий період.
Таблиця 1. Залежність Кj від tgj для розрахунків за формулою (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 |
При обчисленні табл. 1 введено зону нечутливості надбавки П2 до споживання реактивної потужності, обмежену значенням граничного коефіцієнта потужності - cosjг = 0,97 (tgjг = 0,25).
Надбавка починає діяти, якщо фактичний коефіцієнт потужності менший наведеного значення cosjг.
3.9. Фактичний коефіцієнт потужності споживача в середньому за розрахунковий період визначається формулою
tgj = WQсп / WP,
(3.5)
де WP - споживання активної електроенергії за розрахунковий період, кВт.год.;
WQсп - споживання реактивної електроенергії за той же період, кВАр.год.
У разі отримання значення tgj більше 2,00 для вибору Кj береться tgj = 2,00.
3.10. Знижка плати за споживання та генерацію реактивної електроенергії можлива за умов достатнього оснащення електричної мережі споживача засобами КРП, наявності зонного обліку спожитої і генерованої електроенергії, виконання споживачем обумовленого електропередавальною організацією добового графіка споживання і генерації електроенергії та наявності його оперативного контролю. Графіки споживання і генерації, а також розміри знижки обумовлюються в Договорі.
