Порядок расчета значений соотношения потребления активной и

Утверждено
Постановлением Правительства
Республики Казахстан
от «___» _________ 2012 г.
№ ____
Нормативные значения коэффициента мощности
в электрических сетях индивидуальных предпринимателей
и юридических лиц
1. Общие положения.
1.
Нормативные значения коэффициента мощности в электрических
сетях индивидуальных предпринимателей и юридических лиц разработаны в
соответствии с подпунктом 5) статьи 4 Закона Республики Казахстан 13 января
2012 года «Об энергосбережении и повышении энергоэффективности» и
определяют порядок:
1)
определения коэффициента реактивной мощности;
2)
расчета скидок за потребление и генерацию реактивной мощности и
энергии.
2.
В Нормативных значениях коэффициента мощности в
электрических сетях индивидуальных предпринимателей и юридических лиц
(далее – Нормативные значения) используются следующие основные понятия:
1)
энергопередающая организация – организация, осуществляющая на
основе договоров передачу электрической или тепловой энергии;
2)
потребитель – физическое или юридическое лицо, потребляющее на
основе договора электрическую и (или) тепловую энергию;
3)
электрическая сеть – совокупность электроустановок для передачи
и распределения электрической энергии, состоящая из подстанций,
распределительных устройств, токопроводов, воздушных и кабельных линий
электропередачи;
4)
присоединенная электрическая мощность – суммарная номинальная
мощность электроприемников потребителя, присоединенных к электрической
сети энергопередающей организации;
5)
потребление реактивной энергии – непрерывные процессы
намагничивания (с накоплением энергии индуктивностью от энергосистемы) и
размагничивания (с отдачей этой энергии в энергосистему), чередующиеся
каждые четверть периода, т.е. потребление реактивной энергии от
энергосистемы происходит в течение 0,005 с, а в следующие 0,005 с реактивная
энергия возвращается в энергосистему;
2
6)
узел с устойчивым избытком реактивной мощности – узел
электрической сети энергосистемы с постоянно повышенными уровнями
напряжения в минимальных нагрузочных режимах, который выдает
реактивную мощность в энергосистему;
7)
узел с устойчивым недостатком реактивной мощности – узел
электрической сети энергосистемы с постоянно пониженными уровнями
напряжения в максимальных нагрузочных режимах, который потребляет
реактивную мощность из энергосистемы;
8)
абонент – потребитель электроэнергии, электроустановки которого
непосредственно присоединены к электрической сети энергопередающей
организации, имеющий с ней границу балансовой принадлежности
электрической сети и заключенный договор на снабжение электрической
энергией;
9)
субабонент
–
потребитель
электрической
энергии,
электроустановки которого непосредственно присоединены к электрической
сети абонента, имеющий с ним границу балансовой принадлежности
электрической сети и заключенный договор на снабжение электрической
энергией;
10) граница балансовой принадлежности электрической сети – линия
имущественного раздела электрической сети между энергопередающей
организацией и абонентом (или абонентом и субабонентом), обозначенная на
электрической схеме и зафиксированная двусторонним актом разграничения
прав собственности (хозяйственного ведения, оперативного управления) на
указанную электрическую сеть;
11) точка
учета
расхода
электроэнергии
–
точка
схемы
электроснабжения, в которой с помощью расчетного прибора учета,
автоматизированной системы контроля и учета или иным методом
определяются значения расходов электрической энергии и мощности,
используемые при коммерческих расчетах. Точка учета соответствует, как
правило, границе балансовой принадлежности электрической сети и
оговариваться в договоре на энергоснабжение и передачу электроэнергии;
12) расчетный период – период времени, за который должны быть
учтены и оплачены абонентом потребленная электрическая энергия;
13) энергоснабжающая организация – организация, осуществляющая
продажу потребителям купленной электрической и (или) тепловой энергии.
3.
Настоящие
Нормативные
значения
распространяется
на
энергопередающие и энергоснабжающие организации, на учреждения
Агентства РК по регулированию естественных монополий (далее – АРЕМ), а
так же на индивидуальных предпринимателей и юридических лиц
(потребителей электрической энергии).
3
2. Определение коэффицента реактивной мощности
4.
Определение коэффициента реактивной мощности tg φ
производится на основании расчета значения соотношения потребления
реактивной и активной мощности.
5.
Расчет значений соотношения потребления реактивной и активной
мощности для потребителей электрической энергии (далее – электроэнергии)
применяется для определения обязательств сторон, при заключении
договорных отношений по оказанию услуг по передаче электроэнергии (далее –
договоры энергоснабжения) в отношении потребителей электроэнергии,
присоединенная мощность энергопринимающих устройств которых более 500
кВт.
6.
Для потребителей электроэнергии, присоединенных к сетям
напряжением 6 ÷ 110 кВ, 220 кВ и выше, когда они оказывают существенное
влияние
на
электроэнергетические
режимы
работы
энергосистем
(энергорайонов, энергоузлов), энергопередающей или энергоснабжающей
организация устанавливает:
1)
значение коэффициента реактивной мощности tg φ, на основании
потребляемой электроэнергии в часы больших суточных нагрузок
электрической сети – при неучастии потребителя электроэнергии в
регулировании соотношения реактивной и активной мощности;
2)
диапазон изменения коэффициента реактивной мощности tg φ – при
участии потребителя электроэнергии в регулировании соотношения реактивной
и активной мощности.
7.
Определение коэффициента реактивной мощности tg φ и диапазона
изменения его значения производится на основании расчетов и анализа
режимов работы электрической сети, выполненных как для нормальной, так и
для ремонтной схем сети.
8.
Значение установленного коэффициента реактивной мощности tg φ
в часы больших суточных нагрузок электрической сети обеспечивается
потребителем электроэнергии (мощности) посредством соблюдения режимов
потребления электроэнергии (мощности) или использованием устройств
компенсации реактивной мощности.
9.
Значение коэффициента реактивной мощности tg φ в часы малых
суточных нагрузок электрической сети, устанавливается энергосистемой по
согласованию с АРЕМ.
10. Максимальные значения коэффициента реактивной мощности tg φ,
потребляемой в часы больших суточных нагрузок электрической сети, для
потребителей электроэнергии (мощности) определяются в соответствии с
таблицей 1.
4
Таблица 1. Рекомендуемые значения коэффициента реактивной мощности
Положение точки присоединения потребителя к
tg φ
электрической сети напряжением
110 – 220 кВ
0,5
0,4 – 60 кВ
0,4
11. При неучастии потребителя (группы потребителей, питающихся от
узла) в регулировании соотношения реактивной и активной мощности в своих
сетях, энергопередающая организация производит компенсацию реактивной
мощности в узле сетевой организации для обеспечения оптимального
коэффициента реактивной мощности tg φ и качества электроэнергии на шинах
нагрузки.
3. Расчет скидок за потребление и генерацию
реактивной мощности и энергии
12. Исходными данными для расчета скидок за расчетный период
являются следующие измеренные (вычисленные) величины потребленной и
генерированной мощности и энергии в каждой питающей линии потребителя,
приведенные к границе балансовой принадлежности электрической сети:
1)
Среднее значение фактического коэффициента реактивной
мощности в часы больших нагрузок электрической сети, определённое по
показаниям приборов учёта
tg ф 
W П .б
,
АП .б
где Wп.б – количество реактивной энергии, потребленной из сети энергосистемы
в часы больших нагрузок, квар·ч;
Ап.б – количество активной энергии, потребленной из сети энергосистемы
в часы больших нагрузок, кВт·ч;
tgφп – значение предлагаемого энергосистемой коэффициента реактивной
мощности в часы больших нагрузок, определяемое в зависимости от
напряжения сети;
2)
Отношение электрической энергии, потреблённой в часы больших
нагрузок электрической сети, к общему объёму электрической энергии,
потреблённой за расчётный период
dб 
АП .б
,
АП
где Ап – общий объём энергии, потребленной из сети энергосистемы за
расчётный период, кВт·ч;
5
3)
Среднее значение фактического коэффициента реактивной
мощности в часы малых нагрузок электрической сети, определённое по
показаниям приборов учёта
tg ф. м 
WП . м
,
АП . м
где Wп.м – количество реактивной энергии, потребленной из сети
энергосистемы в часы малых нагрузок, квар·ч;
Ап.м – количество активной энергии, потребленной из сети энергосистемы
в часы малых нагрузок, кВт·ч;
tg φб.в – верхняя граница диапазона регулирования коэффициента
реактивной мощности, установленного энергоснабжающей организацией для
часов больших нагрузок электрической сети;
tg φб.ф – среднее значение фактического коэффициента реактивной
мощности в периоды привлечения потребителя к регулированию реактивной
мощности в часы больших нагрузок электрической сети, определённое по
показаниям приборов учёта;
dб.р – отношение электрической энергии, потреблённой в периоды
привлечения потребителя к регулированию реактивной мощности в часы
больших нагрузок, к общему объёму электрической энергии, потреблённой за
расчётный период.
13. Коэффициенты реактивной мощности, соответствующие её
потреблению из электрической сети, выражаются положительными числами, а
соответствующие её генерации в электрическую сеть – отрицательными.
14. Понижающий коэффициент к тарифу определяют по формуле:
К = 1 – Сб.р – См.р
(1)
где Сб.р и См.р – составляющие снижения тарифа за участие потребителя в
регулировании реактивной мощности соответственно в часы больших и малых
нагрузок.
Пример расчета понижающего коэффициента к тарифу на услуги по
передаче электрической энергии потребителя реактивной мощности,
привлечённого к регулированию реактивной мощности приведен в Приложении
1 к настоящим Нормативных требованиях.
15. Составляющую снижения тарифа за участие потребителя в
регулировании реактивной мощности в часы больших нагрузок электрической
сети определяют по формуле
C6..p = 0,2 (tg φб.в – tg φб.ф) dб.р
(4)
6
где tg φб.в – верхняя граница диапазона регулирования коэффициента реактивной
мощности, установленного для часов больших нагрузок электрической сети;
tg φб.ф – среднее значение фактического коэффициента реактивной
мощности в периоды привлечения потребителя к регулированию реактивной
мощности в часы больших нагрузок электрической сети, определённое по
показаниям приборов учёта;
dб.р – отношение электрической энергии, потреблённой в периоды
привлечения потребителя к регулированию реактивной мощности в часы
больших нагрузок, к общему объёму электрической энергии, потреблённой за
расчётный период.
16. Если установленный диапазон регулирования предусматривает
увеличение потребления реактивной мощности по сравнению с обычным
режимом потребления, то в формуле (4) tg φб.в заменяют на tg φб.н, а
коэффициент 0,2 на минус 0,2.
17. В случае выхода коэффициента реактивной мощности tg φб.ф за
границу установленного диапазона регулирования менее чем на допустимую
погрешность регулирования δtg φб в качестве tg φб.ф в формуле (4) принимают
соответствующую границу диапазона регулирования, а при превышении
погрешности регулирования δtg φб значение Сб.р принимают равным нулю.
18. Границы диапазона значений коэффициента реактивной мощности
для часов больших нагрузок tg φб.ф (верхняя граница tg φб.в нижняя граница tg
φб.н) и допустимая погрешность регулирования коэффициента реактивной
мощности в часы больших нагрузок δtg φм устанавливаются в договоре.
19. Составляющую снижения тарифа за участие в регулировании
реактивной мощности в часы малых нагрузок электрической сети определяют
по формуле:
См.р = 0,2 (tg φм.ф – tg φм.н) dм.р
(5)
где tg φм.ф – среднее значение фактического коэффициента реактивной мощности
в периоды привлечения потребителя к регулированию реактивной мощности в
часы малых нагрузок электрической сети, определённое по показаниям
приборов учёта;
tg φм.н – нижняя граница диапазона регулирования коэффициента
реактивной мощности, установленного для часов малых нагрузок
электрической сети;
dм.р – отношение электрической энергии, потреблённой в периоды
привлечения потребителя к регулированию реактивной мощности в часы малых
нагрузок электрической сети, к общему объёму электрической энергии,
потреблённой за расчётный период.
7
20. Если установленный диапазон регулирования предусматривает
генерацию реактивной мощности, то в формуле (5) tg φм.н заменяют на tg φм.в, а
коэффициент 0,2 на минус 0,2.
21. В случае выхода коэффициента реактивной мощности tg φм.ф за
границу установленного диапазона регулирования менее чем на допустимую
погрешность регулирования δtg φм в качестве tg φм.ф в формуле (5) принимают
соответствующую границу диапазона регулирования, а при превышении
погрешности регулирования δtg φм значение См.р принимают равным нулю.
22. Границы диапазона значений коэффициента реактивной мощности
для часов малых нагрузок tg φм (верхняя граница tg φм.в, нижняя граница tg φм.н) и
допустимая погрешность регулирования коэффициента реактивной мощности в
часы малых нагрузок δtg φм устанавливаются в договоре.
8
Приложение 1
к нормативным значениям коэффициента мощности
в электрических сетях
индивидуальных предпринимателей и юридических
Пример
расчёта понижающего коэффициента к тарифу на услуги по передаче
электрической энергии потребителя реактивной мощности,
привлечённого к регулированию реактивной мощности
Определить понижающий коэффициент к тарифу на услуги по передаче
электрической энергии потребителя, привлечённого к регулированию
реактивной мощности.
Фактическое значение коэффициента реактивной мощности в часы
больших нагрузок электрической сети до привлечения потребителя к
регулированию реактивной мощности составило tg φф = 0,38.
В договоре заданы следующие параметры регулирования:
диапазон коэффициента реактивной мощности в часы больших нагрузок
электрической сети: верхняя граница tg φ6.в = 0,35, нижняя граница tg φ6.н. = 0;
диапазон коэффициента реактивной мощности в часы малых нагрузок
электрической сети: нижняя граница tg φфм.н = 0; верхняя граница tg φфм.в = 0,6;
допустимые погрешности регулирования коэффициента реактивной
мощности в часы больших нагрузок δtg φб = 0,l, в часы малых нагрузок δtg φм =
0,l.
Фактические значения коэффициента реактивной мощности составили:
в часы больших нагрузок электрической сети tg φ6.ф = 0,l;
в часы малых нагрузок электрической сети tg φм.в = 0,4.
Отношение электрической энергии, потреблённой в периоды
привлечения потребителя к регулированию реактивной мощности в часы
больших нагрузок, к общему объёму электрической энергии, потреблённой за
расчётный период, составило dб.р = 0,45.
Отношение электрической энергии, потреблённой в периоды
привлечения потребителя к регулированию реактивной мощности в часы малых
нагрузок электрической сети, к общему объёму электрической энергии,
потреблённой за расчётный период, dм.р = 0,12.
Решение:
Так как потребитель не превысил заданные значения более чем на
допустимые погрешности регулирования к нему применяется понижающий
коэффициент к тарифу.
По формулам (4) и (5) определяем составляющие снижения тарифа:
9
за участие потребителя в регулировании реактивной мощности в часы
больших нагрузок электрической сети
Ср.б = 0,2 (tg φ6.в – tg φ6.ф) d б.р = 0,2 (0,35 – 0,1) 0,45 = 0,0225;
за участие потребителя в регулировании реактивной мощности в часы
малых нагрузок электрической сети
Ср.м = 0,2 tg φм.ф d м.р = 0,2·0,4·0,12 = 0,0096.
Понижающий коэффициент к тарифу в соответствии с формулой (1)
составит
К =1 – 0,0225 – 0,0096 = 1 – 0,0321 = 0,9679.