1. Затвердити Методику розрахунків плати за перетоки реактивної електроенергії між енергопостачальною організацією та її споживачами (далі - Методика), розроблену Національним технічним університетом України "Київський політехнічний інститут", що додається.

1.1. Затвердити Тимчасовий порядок розрахунку плати для компенсації втрат від перетоків реактивної електроенергії, яка споживається чи генерується електроустановками споживачів, що додається.

2. Встановити, що:

2.1. Методика запроваджуватиметься в Україні протягом 1997-2000 рр. поступово по окремих регіонах згідно з графіком (додаток).

2.2. Застосування Методики є обов'язковим для енергопостачальних організацій, споживачів електроенергії, проектних та науково-дослідних організацій відповідного профілю.

2.3. З введенням в дію Методики вважати такими, що не застосовуються на території України нормативні документи з питань компенсації реактивної потужності в електроустановках споживачів та розрахунків за реактивну електроенергію, видані Головдерженергонаглядом СРСР у 1990-1992 рр.

2.4. Тимчасовий порядок розрахунку плати для компенсації втрат від перетоків реактивної електроенергії, яка споживається чи генерується електроустановками споживачів, запроваджується в дію на період організаційно-технічної підготовки енергопостачальних організацій і споживачів електричної енергії до переходу на нову систему оплати реактивної енергії згідно з Методикою розрахунків плати за перетоки реактивної електроенергії між енергопостачальною організацією та її споживачами і з метою створення економічних стимулів для споживачів щодо компенсації реактивної потужності і електричних мережах.

3. Контроль за виконанням цього наказу покласти на заступника Міністра - головного державного інспектора України з енергетичного нагляду Дарчука В.А.

Обов'язкова для виконання відповідним персоналом Національного Диспетчерського Центру електроенергетики України та його регіональних підрозділів, енергогенеруючих та енергопостачальних компаній, споживачів електроенергії, проектних та науково-дослідних організацій відповідного профілю.

З упровадженням у дію цієї Методики всі нормативні документи щодо оплати перетоків реактивної електроенергії, видані Головенергонаглядом СРСР 1990-1992 р.р., визнаються такими, що не застосовуються на території України.

Методика орієнтована на ринкові стосунки постачальників електроенергії (енергопостачальних організацій) з їх споживачами при державному економічному регулюванні цих стосунків в напрямках енергозбереження, підвищення якості електроенергії та надійності електропостачання споживачів.

Для сучасної України зменшення втрат активної електроенергії, зумовлених перетоками реактивних потужностей, є реальною експлуатаційною технологією енергозбереження в електричних мережах. Ефективне економічне регулювання реактивних перетоків необхідне для забезпечення нормальних рівнів напруг та зменшення аварійності основного електрообладнання в енергосистемі та у споживачів електроенергії.

Економічні стимули для енергозбереження і регулювання реактивних перетоків створюються Методикою за допомогою коефіцієнта стимулювання капітальних вкладень в засоби компенсації реактивних потужностей (КРП) в електричних мережах споживачів, а також за допомогою коефіцієнта врахування збитків енергосистеми, що виникають в години нічних провалів добових графіків електричних навантажень при генерації реактивної електроенергії з електричних мереж споживачів у мережу енергосистеми.

Методика враховує особливості перехідного етапу від традиційного на території колишнього СРСР обліку електроенергії без диференціації її вартості по годинах доби до роздільного обліку електроенергії за зонами добових графіків, який використовується, починаючи з 60-х років в усьому світі.

Вжито якісно нові системотехнічні, інформаційні та інженерні рішення, що спираються на досягнутий в електроенергетиці України рівень використання сучасної комп'ютерної техніки. При цьому основний обсяг процесів зберігання інформації, інженерних та економічних розрахунків покладено на бази даних і пакети програм, що увійшли в розроблений в 1992-95 рр. комп'ютерний комплекс економічного управління компенсацією реактивних потужностей в електричних мережах споживачів (скорочено УКРПЕМС).

Методика забезпечує:

адекватну технологічним умовам транспорту та розподілу електроенергії економічну компенсацію втрат активної електроенергії в магістральних та розподільчих мережах енергосистеми, зумовлених перетоками реактивної потужності в мережі та із мереж споживачів;

адекватне технологічним умовам економічне стимулювання споживачів до зменшення цих перетоків;

адекватне технологічним умовам регулювання реактивних перетоків з боку споживачів, необхідне для забезпечення нормальних рівнів напруги і збереження основного обладнання;

вдосконалення систем регулювання електричних режимів на основі переходу на диференційований у часі (зонний) облік активної та реактивної електроенергії;

вдосконалення режимної роботи в електричних мережах, розширення сфери використання комп'ютерної техніки, впорядкування організаційних відносин енергопостачальних організацій зі споживачами електроенергії.

Технологічна адекватність стимулювання споживачів до розвитку засобів КРП в їх електричних мережах виступає найважливішим оптимізуючим фактором, під впливом якого капітальні вкладення в засоби КРП і витрати на їх експлуатацію будуть в першу чергу здійснюватись в тих точках електричних мереж, де ці вкладення і витрати даватимуть найбільший техніко-економічний ефект.

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 за розрахунковий період, кВАр*год;

WQг - передача реактивної електроенергії з мережі споживача в мережу енергопостачальної організації (у подальшому - генерація реактивної електроенергії) за розрахунковий період, кВАр*год;

WQспі - споживання реактивної електроенергії в і-й зоні добових графіків за розрахунковий період, кВАр*год;

WQгн - генерація реактивної електроенергії з мережі споживача в мережу енергопостачальної організації 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;

WQртр - розрахункові втрати реактивної електроенергії в силовому трансформаторі за умов, коли він є власністю споживача, але облік електроенергії встановлено на стороні нижчої напруги, кВАр*год.

Порядок розрахунку цих величин описано в 4-му розділі.

2.3. Додаткові величини, що визначаються за допомогою комп'ютерного комплексу УКРПЕМС при наявності повної інформації про параметри та режими магістральної та розподільчої електричних мереж

D1 - перша складова економічного еквіваленту реактивної потужності (ЕЕРП), що характеризує частку впливу реактивного перетоку через межу розділу електричних мереж енергопостачальної організації та споживача в розрахунковому режимі на техніко-економічні показники в магістральній мережі, кВт/кВАр;

D2 - друга складова ЕЕРП, що характеризує частку впливу реактивного перетоку через межу розділу електричних мереж енергопостачальної організації та споживача в розрахунковому режимі на техніко-економічні показники в розподільчій мережі, кВт/кВАр;

D = D1 + D2 - сумарний економічний еквівалент реактивної потужності (ЕЕРП), що характеризує частку впливу реактивного перетоку через межу розділу енергопостачальної 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 УКРПЕМС 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:

де Qд - 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 п.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:

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 п.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 представлена неповна інформація про параметри і відсутня інформація про режим розподільчої мережі, кВт/кВАр:

де dст - коефіцієнт, що визначається статистичним аналізом у комп'ютерній базі даних про параметри та режими електричних мереж енергопостачальної організації;

h - відносно стабільний параметр лінії живлення (добуток погонного опору, поперечного перерізу провідника і нормативної густини струму), який можна приймати рівним:

для мідних кабелів - 45,9 В/км;

для алюмінієвих кабелів - 43,9 В/км;

для повітряних ліній з алюмінієвими або сталеалюмінієвими провідниками - 32,0 В/км;

U - клас напруги електричної лінії, по якій живиться споживач (110, 35, 10 або 6 кВ);

Zp - середньостатистичний для даного класу напруги розрахунковий опір лінії від центру живлення до споживача, Ом;

Zo - середньостатистичний для даного класу напруги розрахунковий питомий опір лінії, по якій живиться споживач, Ом/км.

2.4.4. Розрахунки за формулою (2.1) виконують регіональні диспетчерські центри енергосистеми, за формулами (2.2) і (2.3) конкретні енергопостачальні організації.

Якщо енергопостачальна організація не має комп'ютерної техніки або ще не створила власну комп'ютерну базу даних про належні їй електричні мережі, вона має право тимчасово використовувати статистичні значення, підраховані за комп'ютерною базою однотипної енергопостачальної організації відповідного регіону.

2.5. Нормативні величини

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

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

При змінах вартості КУ та допоміжного обладнання, експлуатаційних витрат та ін. значення коефіцієнта Сбаз, перераховане відповідно до нових умов, затверджується НКРЕ.

2.5.2. Коефіцієнт урахування збитків енергопостачальної організації, 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 небезпеку порушень живучості енергосистеми, прийнято рівним

3.1. Розрахунки за споживання реактивної електроенергії з мережі енергопостачальної організації і за генерацію в її мережу здійснюються:

з усіма промисловими і прирівненими до них споживачами, залізничним і міським електрифікованим транспортом (електротягою), а також з перепродавцями електроенергії;

з усіма непромисловими споживачами, що мають сумарне середньомісячне споживання активної електроенергії за всіма точками обліку більше 30 тис. кВт*год.

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. При можливості виникнення зустрічних перетоків реактивної потужності з мережі споживача в мережу енергопостачальної організації (генерація реактивної енергії) на межі розділу вказаних мереж необхідно мати окремий облік споживання і генерації реактивної електроенергії.

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

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 генеровану реактивну електроенергію для споживачів визначається формулою:

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 енергопостачальної організації 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 - середня вартість активної електроенергії за розрахунковий період, грн./кВт*год.

3.6. Обчислення ЕЕРП виконуються енергопостачальною організацією один раз на два роки. Значення ЕЕРП, базового коефіцієнта стимулювання капітальних вкладень в засоби КРП і коефіцієнта збитків від генерації реактивної потужності із мережі споживача вказуються в Договорі на поставку електроенергії (ДПЕ).

3.7. При зонному обліку основна плата за спожиту і генеровану реактивну електроенергію визначається формулою:

де п - число точок обліку аналогічно п.3.5;

v - число зон добового графіка електричного навантаження енергопостачальної організації;

i - номер зони добового графіка;

WQспі - споживання реактивної енергії в точці обліку в і-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 п.3.5;

D - ЕЕРП в точці обліку аналогічно п.3.5, кВт/кВАр;

T - середня вартість активної електроенергії за розрахунковий період, грн./кВт*год.;

ki - коефіцієнт диференційованого тарифу для і-ї зони добового графіка.

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

де П1 - сумарна основна плата;

Сбаз = 1,3 - нормативне базове значення коефіцієнта стимулювання капітальних вкладень в засоби КРП в електричних мережах споживача;

Кф - коефіцієнт, що вибирається з табл.1 або табл.2 в залежності від фактичного коефіцієнта потужності споживача tgф в середньому за розрахунковий період.

При обчисленні таблиць 1 і 2 введено зони нечутливості надбавки (3.4) до споживання реактивної потужності, які обмежені значеннями коефіцієнтів потужності:

для промислових і прирівнених до них споживачів, залізничного і міського електротранспорту - cosфг = 0.97 (tgфг = 0.25);

для непромислових споживачів - cosфг = 0.8 (tgфг = 0.75).

Надбавка починає діяти, якщо фактичний коефіцієнт потужності менший наведених значень cosфг

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

де WP - споживання активної електроенергії за розрахунковий період, кВт*год;

WQсп - споживання реактивної електроенергії за той же період, кВАр*год.

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 енергопостачальною організацією добового графіка споживання і генерації електроенергії та наявності його оперативного контролю. Графіки споживання і генерації вказуються в Договорі на поставку електроенергії (ДПЕ). Розміри знижки обумовлюються в ДПЕ.

3.11. На період поетапного впровадження Методики розрахунків плати за перетоки реактивної електроенергії між енергопостачальною організацією та її споживачами розрахунки за перетоки реактивної електроенергії здійснювати згідно з Тимчасовим порядком розрахунку плати для компенсації втрат від перетоків реактивної електроенергії, яка споживається чи генерується електроустановками споживачів.

4.1. При відсутності у споживача приладів обліку реактивних перетоків:

4.1.1. Споживання реактивної електроенергії в точці, де відсутні прилади обліку, за розрахунковий період приймається рівним споживанню активної електроенергії з урахуванням нормативного коефіцієнта потужності (tgфн), який дорівнює:

для промислових і прирівнених до них споживачів - 0,8;

для перепродавців електроенергії і непромислових споживачів - 0,6;

для тягових підстанцій залізничного транспорту змінного струму - 1,0;

для тягових підстанцій залізничного транспорту постійного струму, метрополітену і міського електротранспорту - 0,5.

4.1.2. Сумарна реактивна електроенергія, генерована в мережу енергопостачальної організації, визначається за формулою:

де Qку - сумарна встановлена потужність конденсаторних установок в електричній мережі споживача, зафіксована в Договорі на поставку електроенергії (ДПЕ), кВАр;

tнр - число годин неробочого часу споживача за розрахунковий період, год.

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

де Qку - сумарна встановлена потужність конденсаторних установок в електричній мережі споживача, зафіксована в ДПЕ, кВАр;

Pс.д. в/в - сумарна встановлена потужність високовольтних (6,10 кВ) синхронних електродвигунів в електричній мережі споживача, зафіксована в ДПЕ, кВт;

WP - споживання активної електроенергії за розрахунковий період, кВт*год;

tк - календарне число годин розрахункового періоду, год.

tgфн - нормативний коефіцієнт потужності згідно з п.4.1.1.

У разі отримання за формулою (4.3) величини WQг' < 0 результат приймається рівним нулю. У разі відключення і опломбування засобів компенсації реактивної потужності ці засоби з розрахунків за формулами (4.1 - 4.3) виключаються.

Розрахунки за формулами (4.1 - 4.3) виконує енергопостачальна організація.

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

4.2. В умовах, коли точка обліку електроенергії знаходиться на стороні нижчої напруги силового трансформатора, який є власністю споживача:

4.2.1. Втрати реактивної електроенергії в силовому трансформаторі визначаються шляхом розрахунку за формулою:

де Qх.х., Qк.з. - складові втрат реактивної потужності за даними холостого ходу і короткого замикання силового трансформатора, кВАр;

tк - календарне число годин розрахункового періоду, год,;

kз - коефіцієнт завантаження силового трансформатора за розрахунковий період;

tр - число годин роботи споживача за розрахунковий період, год.

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

де Sнт - номінальна потужність трансформатора, кВА;

Iх.х. - струм холостого ходу, %;

Uк.з. - напруга короткого замикання, %.

4.2.3. Коефіцієнт завантаження силового трансформатора за розрахунковий період визначається формулою:

де Sф - фактичне середнє завантаження трансформатора за розрахунковий період, кВА;

Sн.т. - номінальна потужність трансформатора, кВА.

4.2.4 Фактичне середнє завантаження трансформатора визначається за фактичним споживанням електроенергії:

де WP - споживання активної електроенергії за розрахунковий період, кВт*год.;

WQсп - споживання реактивної електроенергії за розрахунковий період, кВАр*год.;

tр - число годин роботи споживача за розрахунковий період, год.

4.2.5. Розрахунки за формулами (4.4 - 4.10) виконує енергопостачальна організація. Втрати реактивної електроенергії в силовому трансформаторі, визначені за формулою (4.4), додаються до спожитої реактивної електроенергії, що врахована приладами обліку на стороні нижчої напруги.

У разі відключення та опломбування силового трансформатора на стороні вищої напруги, оплата втрат в трансформаторі виключається.

4.3. Залучення споживачів до регулювання балансу реактивної потужності в енергорайоні

4.3.1. Якщо енергопостачальна організація залучає споживача до регулювання балансу реактивної потужності в його енергорайоні в узгоджені години добового графіка, споживання і генерація реактивної електроенергії повинні реєструватися окремо для цих годин. Графік роботи, спосіб обліку і умови оплати бажаних перетоків реактивної енергії узгоджуються енергопостачальною організацією та споживачем і відображаються в ДПЕ.

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

4.3.3. При можливості живлення електроустановок споживача від його приватної електростанції і від мереж енергопостачальної організації розрахунки за споживання і за генерацію реактивної електроенергії здійснюються лише 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 у відповідному енергорайоні.

Генерація реактивної енергії від таких пристроїв в мережу енергопостачальної організації здійснюється за спеціальними угодами. В цих випадках повинен бути встановлений двосторонній облік реактивної електроенергії відповідно п.3.3. цієї Методики.

5.1. Споживач має право контролювати всі розрахунки, включаючи ЕЕРП. Енергопостачальна організація зобов'язана за запитом споживача надати йому можливості ознайомитися з розрахунками.

При помилках у розрахунках, які вплинули на величину плати за реактивні перетоки, здійснюється відповідна корекція плати в наступний розрахунковий період.

5.2. Розрахунки за перетоки реактивної електроенергії між основним споживачем і його співспоживачами регламентуються цією ж Методикою.

Енергопостачальна організація веде розрахунки з основним споживачем незалежно від його розрахунків зі співспоживачами.

При зверненні основного споживача енергопостачальна організація може надати методичну та розрахункову допомогу в його стосунках зі співспоживачами.

5.3. Для непромислових споживачів плата за споживання та генерацію реактивної електроенергії нараховується з поступовою корекцією результату обрахунку за формулою (3.1) на протязі п'яти років з моменту введення розрахунків за реактивну електроенергію шляхом домноження на коефіцієнт:

5.4. У випадках неподання даних про перетоки реактивної електроенергії в терміни, визначені в ДПЕ, енергопостачальна організація здійснює розрахунок так само, як і при відсутності приладів обліку відповідно до п.4.1.1 і 4.1.2 цієї Методики.

При пошкодженні розрахункових приладів обліку реактивної електроенергії з вини споживача, зміні 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 п.4.1.2 цієї Методики.

5.5. При тимчасовому порушенні обліку не з вини споживача розрахунок за перетоки реактивної електроенергії здійснюється за середньодобовими показниками за попередній розрахунковий період.

Інтервал розрахунку за середньодобовими показниками повинен не перевищувати один місяць, на протязі якого облік має бути відновленим. У випадку, коли з об'єктивних причин облік не може бути відновлений в названий термін, порядок подальших розрахунків визначається двосторонньою угодою між енергопостачальною організацією і споживачем.

5.6. Розбіжності, що можуть виникати між споживачами і енергопостачальною організацією з питань Методики розрахунків за перетоки реактивної електроенергії, розглядаються Держенергоспоживнаглядом України. При незгоді сторін питання вирішується НКРЕ, висновок якої є остаточним.

Запропоновані приклади ілюструють основні положення Методики для підприємств з різними варіантами обліку реактивної електроенергії та оснащення КУ з використанням орієнтовних числових даних.