МІНІСТЕРСТВО ЕНЕРГЕТИКИ УКРАЇНИ
Н А К А З
N 37 від 14.11.97 Зареєстровано в Міністерствім.Київ юстиції України
24 грудня 1997 р.
vd971114 vn37 за N 619/2423
Про затвердження Методики розрахунків плати за перетоки реактивної електроенергії між енергопостачальноюорганізацією та її споживачами
( Із змінами, внесеними згідно з Наказом МіненергоN 139 ( z0400-99 ) від 23.04.99 )
Н А К А З У Ю:
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. ( Наказ доповнено пунктом 1.1 згідно з Наказом
Міненерго N 139 ( z0400-99 ) від 23.04.99 )
2. Встановити, що: 2.1. Методика запроваджуватиметься в Україні протягом
1997-2000 рр. поступово по окремих регіонах згідно з графіком
(додаток). ( Пункт 2.1 із змінами, внесеними згідно з Наказом
Міненерго N 139 ( z0400-99 ) від 23.04.99 ) 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. ( Пункт 2.3 із
змінами, внесеними згідно з Наказом Міненерго N 139 ( z0400-99 )
від 23.04.99 ) 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. ( Наказ доповнено пунктом 2.4 згідно з
Наказом Міненерго N 139 ( z0400-99 ) від 23.04.99 ) 3. Контроль за виконанням цього наказу покласти на заступника
Міністра - головного державного інспектора України з енергетичного
нагляду Дарчука В.А.
Міністр О.М.Шеберстов
Додатокдо наказу Міністра енергетики України
від 14 листопада 1997 р. N 37
Графік впровадження Методики плати за перетоки реактивної електроенергії між енергопостачальною енергокомпанієюта її споживачами в енергокомпаніях ————————————————————————————————————————————————————————————————— Найменування РДЦ | Найменування |Термін впровадження | | енергокомпаній (ДАЕК) | | ——————————————————+————————————————————————+————————————————————| | "Київенерго" | I півріччя 1998 р. | | "Київобленерго" | I півріччя 1998 р. | Центральний | "Житомиробленерго" | II півріччя 1998 р.| | "Черкасиобленерго" | II півріччя 1998 р.| | "Чернігівобленерго" | II півріччя 1998 р.| ——————————————————+————————————————————————+————————————————————| Донбаський | "Луганськобленерго" | I півріччя 1999 р. | | "Донецькобленерго" | II півріччя 1998 р.| ——————————————————+————————————————————————+————————————————————| | "Запоріжжяобленерго" | II півріччя 1998 р.| Дніпровський | "Дніпрообленерго" | I півріччя 1999 р. | | "Кіровоградобленерго" | II півріччя 1999 р.| ——————————————————+————————————————————————+————————————————————| | "Сумиобленерго" | II півріччя 1998 р.| Північний | "Харківобленерго" | I півріччя 1999 р. | | "Полтаваобленерго" | II півріччя 1999 р.| ——————————————————+————————————————————————+————————————————————| | "Вінницяобленерго" | I півріччя 1999 р. | Південно-західний | "Хмельницькобленерго" | II півріччя 1999 р.| | "Тернопільобленерго" | II півріччя 1999 р.| | "Чернівціобленерго" | II півріччя 1999 р.| ——————————————————+————————————————————————+————————————————————| Кримський | "Крименерго" | I півріччя 1999 р. | |"Севастопольміськенерго"| II півріччя 1999 р.| ——————————————————+————————————————————————+————————————————————| | "Одесаобленерго" | I півріччя 1999 р. | Південний | "Херсонобленерго" | II півріччя 1999 р.| | "Миколаївобленерго" | II півріччя 1999 р.| ——————————————————+————————————————————————+————————————————————| | "Львівобленерго" | II півріччя 1999 р.| | "Волиньобленерго" | I півріччя 1999 р. | Західний | "Закарпаттяобленерго" | II півріччя 1999 р.| | "Прикарпаттяобленерго" | II півріччя 1999 р.| | "Рівнеобленерго" | II півріччя 1999 р.| —————————————————————————————————————————————————————————————————
ЗатвердженоНаказ Міністерства Енергетики
України 14.11.1997 р. N 37
Методикарозрахунків плати за перетоки реактивної електроенергії
між енергопостачальною організацією та її споживачами
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.
1. Загальна інформація
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. 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 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:
m mD1ср = Е (D1 * Qд) / Е Qд, (2.1)
де Qд - сумарні реактивні навантаження в максимальному режимі вцентрах 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:
m mD2ср = Е (D2 * Qсп) / Е Qсп, (2.2)
де Qсп - сумарні реактивні навантаження в максимальному режимі успоживачів, 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:
-3D2ст = dст * h * Zp* 10 / (U * Zo), (2.3)
де dст - коефіцієнт, що визначається статистичним аналізом укомп'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 Сбаз = 1,3 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
К = 3.
3. Порядок розрахунків за перетоки реактивноїелектроенергії
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:
П = П1 + П2 - П3, (3.1)
де П1 - основна плата за споживання і генерацію реактивноїелектроенергії; 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:
nП1 = Е (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 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:
n vП1 = E (E WQспі * ki + K * WQгн) * D * T (грн.), (3.3)
i=1
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:
П2 = П1 * Сбаз * (Kф - 1) (грн.), (3.4)
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:
tgф = WQсп/WP, (3.5)
де WP - споживання активної електроенергії за розрахунковийперіод, 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. ( Розділ 3 доповнено пунктом 3.11 згідно з Наказом
Міненерго N 139 ( z0400-99 ) від 23.04.99 )
4. Особливі ситуації
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:
WQгр = Qку * tнр, (4.1)
де Qку - сумарна встановлена потужність конденсаторнихустановок 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:
Qку' = Qку + 0.3 * Pс.д. в/в, (4.2)
WQгр = Qку' * tк - tgфн * WP, (4.3)
де Qку - сумарна встановлена потужність конденсаторних установокв 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:
WQтр = Qх.х. * tк + K2 з * Qк.з. * tр, (4.4)
де Qх.х., Qк.з. - складові втрат реактивної потужності заданими 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:
Qх.х. = Sн.т. * Iх.х./100, (4.5) Qк.з. = Sн.т. * Uк.з./100, (4.6)
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:
kз = Sф/Sн.т., (4.7)
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: ________Sф = V P2 + Q2, (4.8)
P = WP/tp, (4.9)
Q = WQсп/tp, (4.10)
де WP - споживання активної електроенергії за розрахунковийперіод, 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. Організаційні питання
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: у перший рік - 0.1 у другий рік - 0.2 у третій рік - 0.3 у четвертий рік - 0.4 у п'ятий рік - 0.8 надалі - 1.0 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.
Таблиця 1. Залежність Кф від tgф для промислових і прирівнених
до них споживачів, залізничного та міського електротранспортута перепродавців електроенергії ————————————————————————————————————————————————————————————————— tgф | Kф | tgф | Kф | tgф | Kф | tgф | Kф | ——————+————————+——————+————————+———————+—————————+——————+———————| 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| —————————————————————————————————————————————————————————————————
Таблиця 2. Залежність Кф від tgф для непромислових споживачівелектроенергії ————————————————————————————————————————————————————————————————— tgф | Kф | tgф | Kф | tgф | Kф | tgф | Kф | ——————+————————+——————+————————+———————+—————————+——————+———————| 0.00 | 1.0000 | | | | | | | 0.01 | 1.0000 | 0.51 | 1.0000 | 1.01 | 1.0676 | 1.51 | 1.5776| 0.02 | 1.0000 | 0.52 | 1.0000 | 1.02 | 1.0729 | 1.52 | 1.5929| 0.03 | 1.0000 | 0.53 | 1.0000 | 1.03 | 1.0784 | 1.53 | 1.6084| 0.04 | 1.0000 | 0.54 | 1.0000 | 1.04 | 1.0841 | 1.54 | 1.6241| 0.05 | 1.0000 | 0.55 | 1.0000 | 1.05 | 1.0900 | 1.55 | 1.6400| 0.06 | 1.0000 | 0.56 | 1.0000 | 1.06 | 1.0961 | 1.56 | 1.6561| 0.07 | 1.0000 | 0.57 | 1.0000 | 1.07 | 1.1024 | 1.57 | 1.6724| 0.08 | 1.0000 | 0.58 | 1.0000 | 1.08 | 1.1089 | 1.58 | 1.6889| 0.09 | 1.0000 | 0.59 | 1.0000 | 1.09 | 1.1156 | 1.59 | 1.7056| 0.10 | 1.0000 | 0.60 | 1.0000 | 1.10 | 1.1225 | 1.60 | 1.7225| 0.11 | 1.0000 | 0.61 | 1.0000 | 1.11 | 1.1296 | 1.61 | 1.7396| 0.12 | 1.0000 | 0.62 | 1.0000 | 1.12 | 1.1369 | 1.62 | 1.7569| 0.13 | 1.0000 | 0.63 | 1.0000 | 1.13 | 1.1444 | 1.63 | 1.7744| 0.14 | 1.0000 | 0.64 | 1.0000 | 1.14 | 1.1521 | 1.64 | 1.7921| 0.15 | 1.0000 | 0.65 | 1.0000 | 1.15 | 1.1600 | 1.65 | 1.8100| 0.16 | 1.0000 | 0.66 | 1.0000 | 1.16 | 1.1681 | 1.66 | 1.8281| 0.17 | 1.0000 | 0.67 | 1.0000 | 1.17 | 1.1764 | 1.67 | 1.8464| 0.18 | 1.0000 | 0.68 | 1.0000 | 1.18 | 1.1849 | 1.68 | 1.8649| 0.19 | 1.0000 | 0.69 | 1.0000 | 1.19 | 1.1936 | 1.69 | 1.8836| 0.20 | 1.0000 | 0.70 | 1.0000 | 1.20 | 1.2025 | 1.70 | 1.9025| 0.21 | 1.0000 | 0.71 | 1.0000 | 1.21 | 1.2116 | 1.71 | 1.9216| 0.22 | 1.0000 | 0.72 | 1.0000 | 1.22 | 1.2209 | 1.72 | 1.9409| 0.23 | 1.0000 | 0.73 | 1.0000 | 1.23 | 1.2304 | 1.73 | 1.9604| 0.24 | 1.0000 | 0.74 | 1.0000 | 1.24 | 1.2401 | 1.74 | 1.9801| 0.25 | 1.0000 | 0.75 | 1.0000 | 1.25 | 1.2500 | 1.75 | 2.0000| 0.26 | 1.0000 | 0.76 | 1.0001 | 1.26 | 1.2601 | 1.76 | 2.0201| 0.27 | 1.0000 | 0.77 | 1.0004 | 1.27 | 1.2704 | 1.77 | 2.0404| 0.28 | 1.0000 | 0.78 | 1.0009 | 1.28 | 1.2809 | 1.78 | 2.0609| 0.29 | 1.0000 | 0.79 | 1.0016 | 1.29 | 1.2916 | 1.79 | 2.0816| 0.30 | 1.0000 | 0.80 | 1.0025 | 1.30 | 1.3025 | 1.80 | 2.1025| 0.31 | 1.0000 | 0.81 | 1.0036 | 1.31 | 1.3136 | 1.81 | 2.1236| 0.32 | 1.0000 | 0.82 | 1.0049 | 1.32 | 1.3249 | 1.82 | 2.1449| 0.33 | 1.0000 | 0.83 | 1.0064 | 1.33 | 1.3364 | 1.83 | 2.1664| 0.34 | 1.0000 | 0.84 | 1.0081 | 1.34 | 1.3481 | 1.84 | 2.1881| 0.35 | 1.0000 | 0.85 | 1.0100 | 1.35 | 1.3600 | 1.85 | 2.2100| 0.36 | 1.0000 | 0.86 | 1.0121 | 1.36 | 1.3721 | 1.86 | 2.2321| 0.37 | 1.0000 | 0.87 | 1.0144 | 1.37 | 1.3844 | 1.87 | 2.2544| 0.38 | 1.0000 | 0.88 | 1.0169 | 1.38 | 1.3969 | 1.88 | 2.2769| 0.39 | 1.0000 | 0.89 | 1.0196 | 1.39 | 1.4096 | 1.89 | 2.2996| 0.40 | 1.0000 | 0.90 | 1.0225 | 1.40 | 1.4225 | 1.90 | 2.3225| 0.41 | 1.0000 | 0.91 | 1.0256 | 1.41 | 1.4356 | 1.91 | 2.3456| 0.42 | 1.0000 | 0.92 | 1.0289 | 1.42 | 1.4489 | 1.92 | 2.3689| 0.43 | 1.0000 | 0.93 | 1.0324 | 1.43 | 1.4624 | 1.93 | 2.3924| 0.44 | 1.0000 | 0.94 | 1.0361 | 1.44 | 1.4761 | 1.94 | 2.4161| 0.45 | 1.0000 | 0.95 | 1.0400 | 1.45 | 1.4900 | 1.95 | 2.4400| 0.46 | 1.0000 | 0.96 | 1.0441 | 1.46 | 1.5041 | 1.96 | 2.4641| 0.47 | 1.0000 | 0.97 | 1.0484 | 1.47 | 1.5184 | 1.97 | 2.4884| 0.48 | 1.0000 | 0.98 | 1.0529 | 1.48 | 1.5329 | 1.98 | 2.5129| 0.49 | 1.0000 | 0.99 | 1.0576 | 1.49 | 1.5476 | 1.99 | 2.5376| 0.50 | 1.0000 | 1.00 | 1.0625 | 1.50 | 1.5625 | 2.00 | 2.5625| —————————————————————————————————————————————————————————————————
Приклади розрахунку плати за реактивну електроенергію
Запропоновані приклади ілюструють основні положення Методики
для підприємств з різними варіантами обліку реактивної
електроенергії та оснащення КУ з використанням орієнтовних
числових даних. Приклад 1. Непромислове підприємство має облік тільки
активної електроенергії, встановлений на межі розподілу балансової
належності електромереж. Облік реактивної електроенергії
відсутній. Немає також пристроїв компенсації реактивної потужності
(КРП). Споживання активної електроенергії за місяць за показаннями
лічильника виявилось WP = 100 000 кВт*год. Середньостатистичне значення ЕЕРП, зафіксоване в Додатку до
Договору на постачання електроенергії (ДПЕ), D = 0.03 кВт/кВАр. Середньовідпускний тариф Т = 0.072 грн./кВт*год. Базовий коефіцієнт стимулювання капітальних вкладень в засоби
КРП Сбаз = 1.3. Підприємство належить до непромислових споживачів, тому для
нього граничний коефіцієнт потужності, що визначає зону
нечутливості, cosфг = 0.80 (tgфг = 0.75). Відповідно до п.4.1.1 Методики в умовах відсутності обліку
реактивної електроенергії для такого підприємства нормативне
значення tg дорівнює 0.60. Тоді величина реактивної
електроенергії, яку повинно оплатити підприємство: WQсп = WP * tgфн = 100 000 * 0.6 = 60 000 кВАр*год. Основна плата за реактивну електроенергію: П1 = WQсп * D * T = 60 000 * 0.03 * 0.072 = 129.60 грн. Оскільки розрахункове значення tgф = 0.60 менше граничного
tgфг = 0.75, то підприємство працює в межах зони нечутливості, і
надбавка за недостатнє оснащення його електричної мережі засобами
КРП не нараховується.
Приклад 2. Промислове підприємство з аналогічними показниками
прикладу 1. Споживання активної електроенергії за місяць за показаннями
лічильника виявилось WP = 100 000 кВт*год. Середньостатистичне значення ЕЕРП, зафіксоване в Додатку до
Договору на постачання електроенергії (ДПЕ), D = 0.03 кВт/кВАр. Середньовідпускний тариф T = 0.072 грн/кВт*год. Базовий коефіцієнт стимулювання капітальних вкладень в засоби
КРП Сбаз = 1.3. Підприємство належить до промислових споживачів, для яких в
умовах відсутності обліку реактивної електроенергії нормативний
коефіцієнт потужності tgфн = 0.80, а граничний коефіцієнт
потужності, що визначає зону нечутливості, cosфг = 0.97 (tgфг =
0.25). В такому випадку аналогічно прикладу 1: WQсп = WP * tgфн = 100 000 * 0.8 = 80 000 кВАр*год. П1 = WQсп * D * T = 80 000 * 0.03 * 0.072 = 172.80 грн. Оскільки нормативне значення tgфн = 0.80 більше граничного
tgфг = 0.25, підприємство працює за межею зони нечутливості, і
йому нараховується надбавка П2 = П1 * Сбаз * (Кф - 1). Згідно з табл. 1 для tgф = 0.80 значення Кф = 1.3025. Тоді значення надбавки П2 = 172.80 * 1.3 * (1.3025 - 1) =
67.95 грн. Повна плата П = П1+ П2 = 172.80 + 67.95 = 240.75 грн.
3. Промислове підприємство зі схемою електропостачання,показаною на рис.1.
(Коментар: Зображення схеми має графічний характер, не
наводиться.) Облік споживання активної та реактивної електроенергії
здійснюється на стороні вищої напруги трансформатора Т2, що
належить Споживачу. Обліку генерації реактивної електроенергії
немає. В електромережі 0.4 кВ встановлена батарея статичних
конденсаторів (БСК) потужністю Qку = 1100 кВАр. Режим роботи підприємства - однозмінний. Споживання активної та реактивної електроенергії за місяць, в
якому 31 календарний та 21 робочих днів, за показаннями
лічильників WP = 230 000 кВт*год; WQсп = 50 000 кВАр*год. Значення ЕЕРП, розраховане для цього підприємства і
зафіксоване в ДПЕ, D = 0.058 кВт/кВАр. Середньовідпускний тариф Т = 0.072 грн./кВт*год. Нормативний коефіцієнт урахування збитків енергопостачальної
організації від генерації реактивної електроенергії з мережі
споживача К = 3. Базовий коефіцієнт стимулювання капітальних вкладень в засоби
КРП Сбаз = 1.3. Підприємство належить до промислових споживачів, тому
граничний коефіцієнт потужності, що визначає зону нечутливості,
cosфг = 0.97 (tgфг = 0.25). Відповідно до п.4.1.2. цієї Методики визначаємо тривалість
неробочого часу підприємства та генерацію реактивної
електроенергії за неробочий час на протязі розрахункового
періоду: tнр = 31 * 24 - 21 * 8 = 576 год; WQг = Qку * tнр = 1100 * 576 = 633 600 кВАр*год. Основна плата за споживання і генерацію реактивної
електроенергії П1 = (WQсп + К * WQг) * D * T = (50 000 + 3 * 633 600) .058 * 0.072 = 8 146.54 грн.Надбавка за недостатнє оснащення мережі споживача засобами
КРП не нараховується, оскільки tgф = WQсп/WP = 50 000 / 230 000 = 0.217 < 0.25.
Приклад 4. Промислове підприємство зі схемою
електропостачання, показаною на рис.2. (Коментар: Зображення схеми має графічний характер, не
наводиться.) Режим роботи підприємства двозмінний. Облік споживання активної та реактивної електроенергії
здійснюється на стороні НН трансформаторів Т1 і Т2, що належать
Споживачу. Облік генерації реактивної електроенергії відсутній. В електромережі підприємства встановлені БСК по 650 кВАр на
шинах 0.4 кВ кожного трансформатора, тобто сумарною потужністю Qку
= 1300 кВАр. Трансформатори Т1 і Т2 ідентичні: Sн1 = Sн2 = 1000 кВА; Іхх = 5%; Uкз = 5.5 %. Споживання активної та реактивної електроенергії за місяць, у
якому 31 календарний та 21 робочий дні, за показаннями
лічильників: на трансформаторі Т1 WP1 = 300 500 кВт*год.;WQсп1 = 60 000 кВАр*год.; на трансформаторі Т2 WP1 = 315 710 кВт*год.;
WQсп2 = 0. ЕЕРП для цього підприємства D = 0.087 кВт/кВАр. Середньовідпускний тариф Т = 0.072 грн./кВт*год. Нормативний коефіцієнт урахування збитків енергопостачальної
організації від генерації реактивної електроенергії з мережі
Споживача К = 3. Базовий коефіцієнт стимулювання капітальних вкладень в засоби
КРП Сбаз = 1.3. Граничний коефіцієнт потужності, що визначає зону
нечутливості, для цього підприємства cosфг = 0.97 (tgфг = 0.25). Лічильники електроенергії встановлено на стороні НН
трансформаторів, тому необхідно визначити реактивну
електроенергію, що втрачена у трансформаторах, і додати її до
реактивної електроенергії, що врахована лічильниками. Визначаємо необхідні для подальших розрахунків інтервали часу Календарний час tк = 31 * 24 = 744 год. Робочий час tр = 2 * 8 * 21 = 336 год. Неробочий час tнр = tк - tр = 744 - 336 = 408 год. Визначаємо фактичне завантаження трансформаторів. По активній електроенергії на трансформаторі Т1 P1 = WP1/tр= 300 500/336 = 894 кВт. По реактивній електроенергії на трансформаторі Т1 Q1 = WQсп1/tp = 60 000/336 = 178 кВАр. Повне фактичне завантаження трансформатора Т1 ______________ ________________Sф1 = V Р1(2) + Q1(2) = V 894(2) + 178(2) = 912 кВА.
Коефіцієнт завантаження трансформатора Т1
Кз = Sф1/Sн= 912/1000 = 0.912.
Те ж саме стосовно трансформатора Т2
P2 = WP2/tp = 315 710/336 = 940 кВт;
Q2 = 0;
Sф2 = 940 кВА;
Кз = Sф2/Sн = 940/1000 = 0.94.
Складові втрат реактивної потужності холостого ходу та
короткого замикання в кожному трансформаторіQх.х.1 = Qх.х.2 = Sн * Iх.х./100 = 1000 * 5/100 = 50 кВАр; Qк.з.1 = Qк.з.2 = Sн * Uк.з./100 = 1000 * 5.5/100 = = 55 кВАр. Втрати реактивної електроенергії в трансформаторах WQ1 = Qх.х.1 * tк + К(2)з1 * Qк.з.1 * tp =
= 50 * 744 + 0.912(2) * 55 * 336 = 52 571 кВАр*год.; WQ2 = Qх.х.2 * tк + К(2)з2 * Qк.з.2 * tp =
= 50 * 744 + 0.94(2) * 55 * 336 = 53 529 кВАр*год. Споживання реактивної електроенергії з урахуванням втрат у
трансформаторах WQсп1p = WQсп1 + WQ1 = 60 000 + 52 571 = 112 571 кВАр*год.; WQсп2p = WQсп2 + WQ2 = 0 + 53 529 = 53 529 кВАр*год. Коефіцієнт потужності
WQсп1p + WQсп2p 112 571 + 53 529 166 100 gф = ———————————————— = ———————————————— = ——————— = 0.27. WP1 + WP2 300 500 + 315 710 616 210
Значення реактивної електроенергії, що її генерує Споживач в
неробочий час WQг = Qку * tнр = 1300 * 408 = 530 400 кВАр*год. Основна плата за споживання та генерацію реактивної
електроенергії П1 = (WQсп + К * WQг) * D * Т = = (166 100 + 3 * 530 400) * 0.087 * 0.072 = 11 007.73 грн. Надбавка за недостатнє оснащення мережі Споживача засобами
КРП П2 = П1 * Сбаз * (Кф - 1). Згідно з табл.1 для tgф = 0.27 значення Кф = 1.0004. Тоді П2 = 11 007.73 * 1.3 * (1.0004 - 1) = 5.72 грн. Повна плата П = П1 + П2 = 11 007.73 + 5.72 = 11 013.45 грн.
Приклад 5. Промислове підприємство зі схемою
електропостачання, показаною на рис.3. (Коментар: Зображення схеми має графічний характер, не
наводиться.) Облік споживання активної та реактивної електроенергії, а
також облік генерації реактивної електроенергії встановлено на
стороні ВН трансформатора, що належить Споживачу. Споживання активної та реактивної електроенергії за місяць WP = 293 685 кВт*год.; WQсп = 58 160 кВАр*год. Генерація реактивної електроенергії споживачем в мережу нергопостачальної організаціїWQг = 54 000 кВАр*год.
ЕЕРП для цього підприємства
D = 0.023 кВт/кВАр.
Середньовідпускний тариф Т = 0.072 грн./кВт*год.
Нормативний коефіцієнт урахування збитків енергопостачальної
організації від генерації реактивної електроенергії з мережі
Споживача К = 3. Базовий коефіцієнт стимулювання капітальних вкладень в засоби
КРП Сбаз = 1.3. Граничний коефіцієнт потужності, що визначає зону
нечутливості, для цього підприємства cosфг = 0.97 (tgфг = 0.25). Основна плата за споживання та генерацію реактивної
електроенергії П1 = (WQсп + К * WQг) * D * Т == (58 160 + 3 * 54 000) * 0.023 * 0.072 = 364.58 грн. Коефіцієнт потужності tgф = WQсп/WP= 58 160 / 293 685 = 0.198. Оскільки tgф = 0.198 < tgфг = 0.25, то надбавка за недостатнє
оснащення мережі Споживача засобами КРП не нараховується.
Приклад 6. Промислове підприємство зі схемою
електропостачання, показаною на рис. 4. (Коментар: Зображення схеми має графічний характер, не
наводиться). Облік споживання активної та реактивної електроенергії
встановлений на стороні ВН трансформатора Т2. Обліку генерації
реактивної електроенергії немає. В мережі підприємства встановлені БСК сумарною потужністю
Qку = 10 136 кВАр. Режим роботи підприємства - трьохзмінний с двома вихідними
днями на тиждень. Споживання активної та реактивної електроенергії за місяць, у
якому 31 календарний та 21 робочий дні, за показаннями лічильників WP = 1 454 378 кВт*год.; WQсп = 307 023 кВАр*год. ЕЕРП для цього підприємства D = 0.0129 кВт/кВАр. Середньовідпускний тариф Т = 0.072 грн./кВт*год. Нормативний коефіцієнт урахування збитків від генерації
реактивної електроенергії з мережі Споживача К = 3. Базовий коефіцієнт стимулювання капітальних вкладень в засоби
КРП Сбаз = 1.3. Граничний коефіцієнт потужності, що визначає зону
нечутливості, cosфг = 0.97 (tgфг = 0.25). Через те що обліку генерації реактивної електроенергії
немає, її визначаємо розрахунком. Для цього визначаємо час роботи
підприємства за розрахунковий період: Календарний час tк = 31 * 24 = 744 год. Робочий час tp = 21 * 24 = 504 год. Неробочий час tнр = tк - tр = 744 - 504 = 240 год.
Значення генерації реактивної електроенергії за неробочий
час WQг = Qку * tнр = 10 136 * 240 = 2 432 640 кВАр*год. Основна плата за споживання та генерацію реактивної
електроенергії П1 = (WQсп + К * WQг) * D * Т == (307 023 + 3 * 2 432 640) * 0.0129 * 0.072
= 7063.47 грн. Коефіцієнт потужності tgф = WQсп/WP = 307 023 / 1 454 378 = 0.211. Оскільки tgф = 0.211 < tgфг = 0.25, то надбавка за недостатнє
оснащення мережі Споживача засобами КРП не нараховується.
Приклад 7. Промислове підприємство зі схемою
електропостачання, показаною на рис.5. (Коментар: Зображення схеми має графічний характер, не
наводиться.) Облік споживання активної та реактивної електроенергії
встановлено на стороні ВН трансформатора Т2. Облік генерації
реактивної електроенергії відсутній. В мережі підприємства встановлені БСК сумарною потужністю
Оку = 10 136 кВАр. Потужність синхронних двигунів напругою 10 кВ Рсд = 1200 кВт. Режим роботи підприємства - безперервний, без вихідних днів. Споживання активної та реактивної електроенергії за місяць, у
якому 31 календарний день, за показаннями лічильників WPсп = 1 454 378 кВт*год.; WQсп = 307 023 кВАр*год. ЕЕРП для цього підприємства D = 0.0129 кВт/кВАр. Середньовідпускний тариф Т = 0.072 грн./кВт*год. Нормативний коефіцієнт урахування збитків від генерації
реактивної електроенергії з мережі Споживача К = 3. Базовий коефіцієнт стимулювання капітальних вкладень в засоби
КРП Сбаз = 1.3. Граничний коефіцієнт потужності, що визначає зону
нечутливості, cosфг = 0.97 (tgфг = 0.25). Спочатку визначаємо розрахункову потужність джерел генерації
реактивної електроенергії в мережу енергопостачальної організації Q'ку = Qку + 0.3 * Рсд = 10136 + 0.3 * 1200 = 10 496 кВАр. Календарний час: tк = 31 * 24 = 744 год. Розрахункова реактивна електроенергія, що генерується
споживачем WQ'г = Q'ку * tк - 0.8 * WP == 10 496 * 744 - 0.8 * 1 454 378 = 6 645 521 кВАр*год. Основна плата за споживання та генерацію реактивної
електроенергії П1 = (WQсп + К * WQг) * D * Т == (307 023 + 3 * 6 645 521) * 0.0129 * 0.072
= 18 802.24 грн. Коефіцієнт потужності tgф = WQсп/WP = 307 023 / 1 454 378 = 0.211. Оскільки tgф = 0.211 < tgфг = 0.25, то надбавка за недостатнє
оснащення мережі споживача засобами КРП не нараховується.
Приклад 8. Промислове підприємство зі схемою
електропостачання, показаною на рис. 6. (Коментар: Зображення схеми має графічний характер, не
наводиться.) Облік споживання активної та реактивної електроенергії, а
також генерації реактивної електроенергії встановлено на стороні
ВН трансформатора Т2. Лічильники реєструють всі види перетоків електроенергії за
зонами добового графіка. Режим роботи підприємства - тризмінний. Сумарне споживання активної електроенергії у трьох зонах
розрахункового періоду WP = 200 000 кВт*год. Споживання реактивної електроенергії у зонах доби за
розрахунковий період склало: WQсп (зона "пік") = 15 000 кВАр*год.; WQсп (зона "напівпік") = 25 000 кВАр*год.; WQсп (зона "ніч") = 10 000 кВАр*год., що у сумі становить
50000 кВАр*год. Генерація реактивної енергії в зоні "ніч" WQгн = 633 600
кВАр*год. В зонах "пік", "напівпік" генерація реактивної електроенергії
з електромережі Споживача була відсутньою. ЕЕРП для цього підприємства D = 0.056 кВт/кВАр. Середня вартість активної електроенергії за розрахунковий
період Т = 0.074 грн/кВт*год. Коефіцієнти диференційованого тарифу: kпік = 2.00; kнапівпік = 1.00; kніч = 0.19. Нормативний коефіцієнт урахування збитків від генерації
реактивної електроенергії з мережі Споживача К = 3. Базовий коефіцієнт стимулювання капітальних вкладень в засоби
КРП Сбаз = 1.3. Граничний коефіцієнт потужності, що визначає зону
нечутливості, cosфг = 0.97 (tgфг = 0.25). Основна плата за споживання та генерацію реактивної
електроенергії П1 = (ЕWQспі * ki + К * WQгн) * D * T == (15 000 * 2.00 + 25 000 * 1.00 + 10 000 *
* 0.19 + 3 * 633 600) * 0.056 * 0.074 =
= 8 112.68 грн. Коефіцієнт потужності tgф = WQсп/WP = 50 000 / 200 000 = 0.25. Оскільки tgф = 0.25 = tgфг, то надбавка за недостатнє
оснащення мережі споживача засобами КРП не нараховується.
"Офіційний вісник України" 1998, N 1, стор.174
Код нормативного акта: 4592/1998
ЗатвердженоНаказ Міністерства енергетики
України 23.04.99 N 139
Тимчасовий порядокрозрахунку плати для компенсації втрат від перетоків
реактивної електроенергії, яка споживається чи
генерується електроустановками споживачів
1. Тимчасовий порядок розрахунку плати для компенсації втрат
від перетоків реактивної електроенергії, яка споживається чи
генерується електроустановками споживачів (далі - Порядок),
розроблений на період до 01.01.2001, за який електропостачальні
організації повинні впровадити розрахунки із споживачами
відповідно до Методики розрахунків плати за перетоки реактивної
електроенергії між енергопостачальною організацією та її
споживачами ( z0619-97 ) (далі - Методика), зареєстрованої в
Міністерстві юстиції 24.12.97 за N 619/2423. 2. Розрахунок оплати для компенсації втрат від перетоків
реактивної електроенергії застосовується на період дії Порядку для
всіх споживачів I, II III, V, VI тарифних груп, що мають
середньомісячне споживання активної електроенергії більше
30 тис.кВт.год. 3. За втрати, викликані споживанням реактивної електроенергії
з мереж енергопостачальної організації та передачею реактивної
електроенергії з мереж споживачів у мережі енергопостачальної
організації (далі - генерація), остання нараховує споживачам
оплату згідно з показаннями приладів обліку реактивної
електроенергії та вартості втрат від 1 кВ.Ар.год. реактивної
електроенергії, яка споживається або генерується
електроустановками споживача, і наведеної в таблиці 1. Облік споживання й генерації реактивної електроенергії для
нарахування плати здійснюються окремо. 4. Споживачам, які за завданням енергопостачальної
організації беруть участь у регулюванні балансу реактивної
потужності, енергопостачальна організація оплачує реактивну
електроенергію, яка була спожита або генерована за завданням
енергопостачальної організації згідно з таблицею плати за втрати
від перетоків реактивної електроенергії. 5. Споживачі, які розраховуються за активну електроенергію за
тарифами, диференційованими за періодами часу, оплачують тільки
споживання реактивної електроенергії в пікових та напівпікових
зонах доби та генерацію реактивної електроенергії в нічній зоні
доби за показаннями приладів обліку згідно з таблицею плати за
втрати від перетоків реактивної електроенергії. 6. У разі встановлення приладів обліку не на межі балансової
належності величина втрат від перетоків реактивної електроенергії
в частині електромережі від місця встановлення приладу обліку до
межі балансової належності визначається розрахунковим шляхом і
підлягає оплаті стороною, якій належить зазначений відрізок
мережі. 7. У разі відсутності приладів обліку реактивної
електроенергії величина споживання реактивної електроенергії
визначається на рівні споживання активної електроенергії,
врахованої в точці приєднання до мереж енергопостачальної
організації з урахуванням нормативного коефіцієнта потужності
(tga), який встановлюється: для промислових і прирівняних до них споживачів: 0,8; для тягових підстанцій залізничного транспорту змінного
струму: 1,0; для тягових підстанцій залізничного транспорту постійного
струму, метрополітену, міського електротранспорту: 0,5. Генерація реактивної електроенергії приймається на рівні
розрахункових значень, зафіксованих у додатку до договору на
користування електричною енергією без урахування автоматичного
режиму роботи батарей статичних конденсаторів (БСК) і змін
потужності БСК, які відбулися з моменту складання додатка до
договору на користування електроенергією. 8. При розрахунках оплати втрат за перетоки реактивної
електроенергії інструкція із системного розрахунку за компенсацію
реактивної потужності в електричних мережах не застосовується. 9. За період дії Порядку енергопостачальні компанії повинні
здійснити поступове впровадження розрахунків зі споживачами згідно
з Методикою ( z0619-97 ). Упровадження нової системи розрахунків
для кожного окремого споживача здійснюється після проведення
розрахунку економічних еквівалентів реактивної потужності і
внесення змін до договору про користування електричною енергією. Після закінчення терміну застосування Порядку, зазначеного в
таблиці плати за втрати від перетоків реактивної електроенергії,
енергопостачальні організації проводять вищенаведені розрахунки зі
споживачами тільки згідно з Методикою.
Таблиця 1
Плата за втрати від перетоків реактивноїелектроенергії ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- Енергопостачальна | Вартість втрат за перетоки реактивної електроенергії, яку сплачує| Оплата за перетоки |Граничний організація | споживач енергопостачальній організації (ЕО) | реактивної електроенергії, |термін | | яку сплачує ЕО споживачу |застосу- | | |вання |------------------------------------------------------------------+-------------------------------|плати | |Плата за 1 |Плата за | При застосуванні тарифів, |Плата за 1 кВ. |Плата за | |кВ.Ар.год. |1 кВ.Ар.год. | диференційованих |Ар.год. |1 кВ.Ар.год. | |реактивної |реактивної | за періодами часу |реактивної |реактивної | |електрое- |електроенер- | |електроенергії,|електроенергії,| |нергії, що |гії, що | |що споживається|що передається | |споживаєть-|передається |----------------------------------------|з мережі ЕО в |(генерується) | |ся з мережі|(генерується)|Плата за |Плата за 1 |Плата за 1 кВ.|нічній зоні за |в мережу ЕО | |ЕО (коп.) |в мережу |1 кВ.Ар. |кВ.Ар.год. |Ар.год. |завданням ЕО |в піковій | | |ЕО (коп.) |год. |реактивної |реактивної |(коп.) |зоні за | | | |реактивної |електроенер-|електроенер- | |завданням | | | |електрое- |гії, що |гії, що | |ЕО (коп.) | | | |нергії, що |споживається|передається | | | | | |споживається|з мережі ЕО |(генерується) | | | | | |з мережі ЕО |в |в мережу ЕО | | | | | |в піковій |напівпіковій|в нічній зоні | | | | | |зоні |зоні (коп.) |(коп.) | | | | | |(коп.) | | | | | ---------------------+-----------+-------------+------------+------------+--------------+---------------+---------------+---------- 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 ---------------------+-----------+-------------+------------+------------+--------------+---------------+---------------+---------- інницяобленерго | 0.35 | 0.74 | 0.68 | 0.35 | 0.74 | 0.35 | 0.74 |01.01.2001 ---------------------+-----------+-------------+------------+------------+--------------+---------------+---------------+---------- ернопільобленерго | 0.38 | 1.09 | 0.74 | 0.38 | 1.09 | 0.38 | 1.09 |01.01.2001 ---------------------+-----------+-------------+------------+------------+--------------+---------------+---------------+---------- мельницькобленерго | 0.33 | 0.85 | 0.65 | 0.33 | 0.85 | 0.33 | 0.85 |01.01.2001 ---------------------+-----------+-------------+------------+------------+--------------+---------------+---------------+---------- ернівціобленерго | 0.34 | 0.64 | 0.66 | 0.34 | 0.64 | 0.34 | 0.64 |01.01.2001 ---------------------+-----------+-------------+------------+------------+--------------+---------------+---------------+---------- апоріжжяобленерго | 0.64 | 1.12 | 1.25 | 0.64 | 1.23 | 0.64 | 1.23 |01.01.2001 ---------------------+-----------+-------------+------------+------------+--------------+---------------+---------------+---------- ніпрообленерго | 0.46 | 1.12 | 0.90 | 0.46 | 1.63 | 0.46 | 1.63 |01.01.2001 ---------------------+-----------+-------------+------------+------------+--------------+---------------+---------------+---------- іровоградобленерго | 0.50 | 1.07 | 0.98 | 0.50 | 1.07 | 0.50 | 1.07 |01.01.2001 ---------------------+-----------+-------------+------------+------------+--------------+---------------+---------------+---------- онецькобленерго | 0.50 | 1.12 | 0.98 | 0.50 | 1.60 | 0.50 | 1.60 |01.01.2001 ---------------------+-----------+-------------+------------+------------+--------------+---------------+---------------+---------- уганськобленерго | 0.46 | 1.12 | 0.90 | 0.46 | 1.50 | 0.46 | 1.50 |01.01.2001 ---------------------+-----------+-------------+------------+------------+--------------+---------------+---------------+---------- иївенерго | 0.35 | 0.70 | 0.68 | 0.35 | 0.70 | 0.35 | 0.70 |01.01.2001 ---------------------+-----------+-------------+------------+------------+--------------+---------------+---------------+---------- иївобленерго | 0.30 | 0.72 | 0.59 | 0.30 | 0.72 | 0.30 | 0.72 |01.01.2001 ---------------------+-----------+-------------+------------+------------+--------------+---------------+---------------+---------- итомиробленерго | 0.34 | 0.81 | 0.66 | 0.34 | 1.81 | 0.34 | 1.81 |01.01.2001 ---------------------+-----------+-------------+------------+------------+--------------+---------------+---------------+---------- еркасиобленерго | 0.33 | 0.98 | 0.65 | 0.33 | 0.98 | 0.33 | 0.98 |01.01.2001 ---------------------+-----------+-------------+------------+------------+--------------+---------------+---------------+---------- ернігівобленерго | 0.37 | 0.70 | 0.72 | 0.37 | 0.70 | 0.37 | 0.70 |01.01.2001 ---------------------+-----------+-------------+------------+------------+--------------+---------------+---------------+---------- рименерго | 0.33 | 0.70 | 0.65 | 0.33 | 0.70 | 0.33 | 0.70 |01.01.2001 ---------------------+-----------+-------------+------------+------------+--------------+---------------+---------------+---------- евастопольміськенерго| 0.33 | 0.70 | 0.65 | 0.33 | 0.70 | 0.33 | 0.70 |01.01.2001 ---------------------+-----------+-------------+------------+------------+--------------+---------------+---------------+---------- ьвівобленерго | 0.33 | 0.70 | 0.65 | 0.33 | 0.70 | 0.33 | 0.70 |01.01.2001 ---------------------+-----------+-------------+------------+------------+--------------+---------------+---------------+---------- олиньобленерго | 070 | 1.12 | 1.37 | 0.91 | 1.25 | 0.91 | 1.25 |01.01.2001 ---------------------+-----------+-------------+------------+------------+--------------+---------------+---------------+---------- рикарпаттяобленерго | 0.30 | 0.70 | 0.59 | 0.30 | 0.70 | 0.30 | 0.70 |01.01.2001 ---------------------+-----------+-------------+------------+------------+--------------+---------------+---------------+---------- акарпаттяобленерго | 0.30 | 0.70 | 0.59 | 0.30 | 0.70 | 0.30 | 0.70 |01.01.2001 ---------------------+-----------+-------------+------------+------------+--------------+---------------+---------------+---------- івнеобленерго | 0.30 | 0.70 | 0.59 | 0.30 | 0.70 | 0.30 | 0.70 |01.01.2001 ---------------------+-----------+-------------+------------+------------+--------------+---------------+---------------+---------- иколаївобленерго | 0.33 | 0.70 | 0.65 | 0.33 | 0.70 | 0.33 | 0.70 |01.01.2001 ---------------------+-----------+-------------+------------+------------+--------------+---------------+---------------+---------- десаобленерго | 0.70 | 1.12 | 1.37 | 0.70 | 1.67 | 0.70 | 1.67 |01.01.2001 ---------------------+-----------+-------------+------------+------------+--------------+---------------+---------------+---------- ерсонобленерго | 0.33 | 0.70 | 0.65 | 0.33 | 0.70 | 0.33 | 0.70 |01.01.2001 ---------------------+-----------+-------------+------------+------------+--------------+---------------+---------------+---------- олтаваобленерго | 0.30 | 0.70 | 0.59 | 0.30 | 0.70 | 0.30 | 0.70 |01.01.2001 ---------------------+-----------+-------------+------------+------------+--------------+---------------+---------------+---------- умиобленерго | 0.37 | 0.70 | 0.72 | 0.37 | 0.70 | 0.37 | 0.70 |01.01.2001 ---------------------+-----------+-------------+------------+------------+--------------+---------------+---------------+---------- арківобленерго | 0.30 | 0.70 | 0.59 | 0.30 | 0.70 | 0.30 | 0.70 |01.01.2001 -----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Економічне обгрунтування підрахунків платиза перетоки реактивної електроенергії на
перехідний період
Оплату 1 кВАр.г спожитої та генерованої реактивної
електроенергії на перехідний період до впровадження нової системи
оплати згідно Методики ( z0619-97 ) пропонується встановити на
рівні діючої плати. Підрахунки плати викладені з використанням даних
статзвітності 49-енерго (звіт про споживання і оплату реактивної
електроенергії споживачами), яку енергопостачальні компанії (ЕК)
складають щомісячно. При підрахунках проаналізована динаміка зміни оплати кожної
енергопостачальної компанії за 1998 р. - середня оплата 1 кВАр.г
відображає місцеві умови кожної енергопостачальної компанії
(різний склад тарифних груп і т.ін.) і має стабільний характер по
кожній окремій ЕК. Оскільки при розрахунках в 1998 р.
застосовувався центовий тариф з вересня 1998 р. в зв'язку зі
зміною курсу долару оплата 1 кВАр.г збільшилась по всім ЕК. При розрахунках оплати була підрахована середньомісячна
оплата за даними 3-х місяців IV кварталу 1998 р. по кожній
енергопостачальній компанії окремо і врахований коефіцієнт зміни
курсу долару за даними на 1 січня 1999 р. - 3,427 і на 1 вересня
1998 р. - 2,25, К зміни курсу = 1,52. Плата 1 кВАр.г при застосуванні тарифу, диференційованого за
періодами часу, підрахована по піковій та напівпіковій зоні доби з
врахуванням діючих в 1998 р. коефіцієнтів по зонам доби. Плата за перетоки реактивної електроенергії, яку сплачує ЕК
споживачу прийнята на рівні оплати, яку застосовує ЕК в
розрахунках із споживачами. Розрахунки по енергопостачальним компаніям приведені в
таблиці.
Начальник управління
з енергозабезпечення О.Д.Светелік
Розрахунок плати за перетоки реактивної електроенергії(по даним статзвітності - форма 49-енерго
за IV квартал 1998 р.) ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ N | Енергопостачальна | Споживання реактивної електроенергії з мережі | Генерація реактивної ел.енергії в мережі ЕО /п| компанія | енергопостачальної організації (ЕО) | | |----------------------------------------------------+-------------------------------------------------------- | |Споживання|Нараховано|Середня оплата|Оплата 1 кВАр.г|Генерація реак-|Нараховано|Середня оп-|Оплата 1 кВАр.г | |реактивної|коштів за |1 кВАр.г спо- |спожитої реак- |тивної ел.енер-|коштів за |лата 1 |генерованої реак- | |ел.енергії|споживання|житої реактив-|тивної ел.енер-|гії з мереж |генерацію |кВАр.г ге- |тивної ел.енергії | |(тис. |реактивної|ної ел.енергії|гії з враху- |споживача в |(тис.грн.)|нерованої |з врахуванням | |кВАр.г) |ел.енергії|(коп.) |ванням коефі- |мережі ЕО | |реактивної |коефіцієнта змі- | | |(тис.грн.)| |цієнта зміни |(тис.кВАр.г) | |ел.енер- |ни курса долара | | | | |курса долара | | |гії (коп.) |(коп.) | | | | |(коп.) | | | | --+-------------------+----------+----------+--------------+---------------+---------------+----------+-----------+----------------- 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 --+-------------------+----------+----------+--------------+---------------+---------------+----------+-----------+----------------- . |Вінницяобленерго | 75396 | 397,9 | 0,53 | 0,35 | 14317 | 161,9 | 1,13 | 0,74 . |Тернопільобленерго | 24023 | 137,8 | 0,57 | 0,38 | 6760 | 112,5 | 1,66 | 1,09 . |Хмельницькобленерго| 61694 | 306,4 | 0,497 | 0,33 | 6069 | 79,2 | 1,3 | 0,85 . |Чернівціобленерго | 18779 | 97,7 | 0,52 | 0,34 | 5130 | 50,1 | 0,97 | 0,64 . |Запоріжжяобленерго | 663317 | 6427,2 | 0,97 | 0,64 | 40147 | 753,9 | 1,87 | 1,12 . |Дніпрообленерго | 1368945 | 9591 | 0,7 | 0,46 | 28322 | 704 | 2,48 | 1,12 . |Кіровоградобленерго| 159210 | 1211,5 | 0,76 | 0,50 | 13035 | 212,2 | 1,63 | 1,07 . |Донецькобленерго | 1220948 | 16401 | 1,34 | 0,50 | - | - | - | 1,12 . |Луганськобленерго | 567875 | 6279 | 1,1 | 0,46 | - | - | - | 1,12 0.|Київенерго | 107456 | 572 | 0,53 | 0,35 | 75858 | 805 | 1,06 | 0,70 1.|Київобленерго | 105756 | 489,1 | 0,46 | 0,30 | 49778 | 542,8 | 1,09 | 0,72 2.|Житомиробленерго | 59932 | 308,16 | 0,514 | 0,34 | 23369 | 290,78 | 1,24 | 0,81 3.|Черкасиобленерго | 128656 | 642 | 0,5 | 0,33 | 12268 | 184 | 1,49 | 0,98 4.|Чернігівобленерго | 45137 | 251,8 | 0,56 | 0,37 | 12607 | 202,7 | 1,6 | 0,70 5.|Крименерго | - | - | - | - | - | - | - | - 6.|Севастопольміськ- | | | | | | | | |енерго | - | - | - | - | - | - | - | - 7.|Львівобленерго | 153102 | 1001,4 | 0,65 | 0,33 | - | - | - | - 8.|Волиньобленерго | 34630 | 484,6 | 1,39 | 0,70 | 484,6 | 9,24 | 1,9 | 1,12 9.|Прикарпаттяобл- | | | | | | | | |енерго | 73031 | 544,7 | 0,776 | 0,30 | - | - | - | - 0.|Закарпаттяобленерго| 40617 | 236,9 | 0,58 | 0,30 | - | - | - | - 1.|Рівнеобленерго | 106015 | 629,4 | 0,59 | 0,30 | - | - | - | - 2.|Миколаївобленерго | 63381 | 582,3 | 0,91 | 0,33 | - | - | - | - 3.|Одесаобленерго | 139347 | 1526,3 | 1,09 | 0,70 | 2913 | 74,2 | 2,54 | 1,12 4.|Херсонобленерго | 46547 | 310,6 | 0,67 | 0,33 | - | - | - | - 5.|Полтаваобленерго | 249247 | 1238,8 | 0,49 | 0,30 | - | - | - | - 6.|Сумиобленерго | 66050 | 369,1 | 0,56 | 0,37 | 649 | 7 | 1,07 | 0,70 7.|Харківобленерго | 292571 | 2562,4 | 0,87 | 0,30 | - | - | - | - ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Примітка: Курс долара на 1/IX-98 р. 2,25на 1/1-99 р. 3,427 К зміни курса = 1,52
( Наказ доповнено Тимчасовим порядком згідно з Наказом Міненерго N
139 ( z0400-99 ) від 23.04.99 )
