WordPress

Постановление правительства о компенсации реактивной мощности

Постановление правительства о компенсации реактивной мощности - картинка 1

Содержание

Сайт для электриков

В течение длительного времени (с начала 30-х годов прошлого века и до 2001 г.) взаимоотношения энергоснабжающих организаций и потребителей электроэнергии в области потребления реактивной мощности в нашей стране регулировались методикой расчета экономических значений реактивной мощности, потребляемой от сети энергоснабжающей организации, и скидками (надбавками) к тарифам на электроэнергию при отклонениях фактического потребления от установленного в договоре. Аналогичная практика существовала и в некоторых зарубежных странах.

Действовавшая «Инструкция о порядке расчетов за электрическую и тепловую энергию», которой устанавливались указанные скидки (надбавки), была утверждена в установленном порядке и зарегистрирована Минюстом России, однако была признана утратившей силу с 1 января 2001 г. (приказ Минэнерго России от 28 декабря 2000 г. № 167). Основанием для ее отмены являлось то, что она вошла в противоречие с принятыми позднее нормативными документами более высокого уровня (Гражданский кодекс РФ и Закон о государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию), которые не предусматривают надбавок к тарифу.

КОНСУЛЬТАЦИЯ ЮРИСТА


УЗНАЙТЕ, КАК РЕШИТЬ ИМЕННО ВАШУ ПРОБЛЕМУ — ПОЗВОНИТЕ ПРЯМО СЕЙЧАС

8 800 350 84 37

Возврат к решению данной проблемы произошел в 2006 г., когда реформа энергетики в стране пришла к практическому завершению. Постановлением Правительства РФ от 31 августа 2006 г. № 530 «Об утверждении правил функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования электроэнергетики» внесено изменение в «Правила недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг», утвержденные постановлением Правительства РФ от 27 декабря 2004 г. № 861.

В соответствии с внесенным в Правила пунктом 14.1, потребители электрической энергии должны соблюдать соотношения потребления активной и реактивной мощности, определенные в договоре.
В случае несоблюдения этих соотношений (кроме случаев, когда это явилось следствием выполнения диспетчерских команд или осуществлялось по соглашению сторон), потребитель должен установить устройства КРМ либо оплачивать услуги по передаче электрической энергии с учетом соответствующего повышающего коэффициента к тарифу. В случае участия потребителя в регулировании реактивной мощности по соглашению с сетевой организацией к стоимости услуг по передаче электрической энергии применяется понижающий коэффициент.

По факту выявления сетевой организацией нарушения условий потребления реактивной мощности составляется акт, который направляется потребителю. Потребитель в течение 10 рабочих дней с даты получения акта должен письменно уведомить сетевую организацию о сроке, в течение которого он обеспечит соблюдение установленных характеристик путем самостоятельной установки КУ или о невозможности выполнить указанное требование и согласии на применение повышающего коэффициента к стоимости услуг по передаче электрической энергии. Указанный срок не может превышать 6 месяцев. Если по истечении 10 рабочих дней уведомление не направлено, сетевая организация может применять повышающий коэффициент к тарифу.

    К настоящему времени разработаны оба документа, указанные в упомянутых постановлениях:
  • «Порядок расчета значений соотношения потребления активной и реактивной мощности для отдельных энергопринимающих устройств (групп энергопринимающих устройств) потребителей электрической энергии, применяемых для определения обязательств сторон в договорах об оказании услуг по передаче электрической энергии (договорах энергоснабжения)» утвержден приказом Минпромэнерго России от 22 февраля 2007 г. № 49 и зарегистрирован Министерством юстиции РФ (регистрационный № 9134 от 22 марта 2007 г.);
  • «Методические указания по расчету повышающих (понижающих) коэффициентов к тарифам на услуги по передаче электрической энергии в зависимости от соотношения потребления активной и реактивной мощности потребителей электрической энергии» находятся на согласовании в Федеральной службе по тарифам РФ (по состоянию на 1.01.2009 г.).
  • Тарифы на услуги по передаче электрической энергии состоят из двух составляющих: платы за содержание электрических сетей и платы за потери электроэнергии, происходящие при передаче электроэнергии по сети. Повышающие (понижающие) коэффициенты к тарифам на услуги по передаче электрической энергии применяются только к плате за содержание электрических сетей.

    Установление нормативных значений обычно осуществляется одним из трех способов, приведенных ниже в порядке увеличения точности нормируемых величин и одновременного снижения бесспорности их применения.

    Первый способ заключается в установлении однозначных численных значений норм. Такой способ применен при установлении предельных значений коэффициента реактивной мощности для потребителей, присоединенных к сетям 0,4-110 кВ. Очевидно, что единое значение нормы не может быть теоретически правильным для любого узла сети, однако применение таких норм при оформлении договорных отношений не может оспариваться, так как цифра установлена нормативным документом, утвержденным в установленном порядке.

    Второй способ заключается в установлении в нормативном документе формул, по которым рассчитывается нормируемая величина. При этом используется ряд исходных данных, характеризующих условия электроснабжения конкретного потребителя: его удаленность от источника электроэнергии, соотношение графика его нагрузки с графиком суммарной нагрузки сети и т. п. Сам расчет достаточно легок и может быть выполнен любой стороной с применением обычного калькулятора. Такой способ применялся ранее (до 2001 г.) при определении коэффициентов реактивной мощности, включаемых в договор с любым потребителем. Очевидно, что определяемые величины в этом случае более точно соответствуют физическим законам влияния нагрузки данного потребителя на режим работы сети. Однако практика применения таких документов показала, что нередко возникают споры между сторонами по поводу правильности тех или иных исходных данных, тем более что некоторые из них представляются энергоснабжающей организацией и практически не могут быть проверены потребителем.

    Третий способ применяется при нормировании параметров достаточно сложных технических процессов и заключается в применении программных средств, расчетные алгоритмы которых в силу своей сложности не могут быть детально изложены в нормативном документе. В этом случае в документе устанавливаются критерии расчета и основные принципы методики его проведения, а также необходимость сертификации программных средств для подтверждения соответствия алгоритма расчета методу, установленному нормативным документом.

    Первый и второй способ применяются к «массовым» потребителям. Ошибки в определении точных значений для каждого потребителя компенсируются в их суммарном воздействии на режим работы сети, а установление единой нормы исключает необходимость сложных расчетов для каждого из многочисленных «малых» потребителей и последующие дискуссии по спорным моментам.

    Каждый потребитель, присоединенный к сети 220 кВ и выше, имеет уникальные условия электроснабжения (схемы внешнего электроснабжения не могут быть приведены к каким-либо типовым ситуациям). В то же время нагрузка каждого из них обычно оказывает существенное влияние на уровни напряжения во всех других узлах и на перетоки мощности по всем линиям сетевой организации. Применение для расчета коэффициента реактивной мощности таких потребителей каких-либо простых формул невозможно. Предельные значения коэффициента реактивной мощности для каждого потребителя могут быть определены только из расчета УР всей сети сетевой компании. Провести такие расчеты может только сама сетевая организация совместно с соответствующим субъектом оперативно-диспетчерского управления. Эти расчеты не могут быть детально проанализированы каждым потребителем, поэтому сохраняется возможность определенного «произвола» со стороны расчетчика. Нормативный документ в этой области не может обеспечить 100%-й однозначности расчета, результаты которого не зависели бы от расчетчика, и может лишь установить основные принципы проведения расчетов, ограничивающие возможности получения «какого угодно» результата.

    Программные средства расчета УР (программы РАСТР, МУСТАНГ, ДАКАР и др.) применяются в Федеральной сетевой компании (ОАО «ФСК ЕЭС») и Системном операторе Единой энергосистемы России (ОАО «СО ЕЭС») в качестве основного средства анализа режимов. В достоверности расчета режимов в наибольшей степени заинтересованы сами пользователи независимо от необходимости расчета по ним параметров договорных условий, поэтому сертификация этих программных средств не имеет смысла.

    Нормативные значения определяются для режима непривлечения потребителя к регулированию реактивной мощности. Его привлечение к регулированию осуществляется по инициативе энергоснабжающей организации, она рассчитывает желаемые диапазоны регулирования и предлагает потребителю оказать ей такую услугу за определенную законом оплату. Потребитель вправе отказаться от предложения, посчитав его невыгодным для себя. Поэтому регламентация «желаний» энергоснабжающей организации в нормативном документе бессмысленна; возможность оказания услуги и изменения предложенных параметров определяется при согласовании условий ее предоставления.

    Видео о способах компенсации реактивной мощности:

    http://electrichelp.ru/regulirovanie-potrebleniya-reaktivnoj-moshhnosti/

    Некоторые аспекты компенсации реактивной мощности

    Динамика состояния качества поставляемой электроэнергии в России. Ключевые причины актуальности проблемы компенсации реактивной мощности. Формально действующая нормативно-правовая база на компенсацию реактивной мощности и наиболее значимые ошибки в стимулировании потребителей.

    Компенсация реактивной мощности, как ключевой момент улучшения и стабилизации качества поставляемой потребителю электроэнергии и одно из направлений повышения энергоэффективности систем энергообеспечения, достаточно активно и продолжительно популяризуется в сетевых публикациях, СМИ, рекламных буклетах производителей компенсирующих устройств/разработчиков системных решений (FACTS, СТАТКОМ и пр.) и т.д. Вместе с тем, второе десятилетие нового столетия пока не демонстрирует существенной позитивной динамики повышения качества электроэнергии, а компенсация реактивной мощности остается актуальной проблемой, частично решаемой потребителями и в определенной степени поставщиками или сетевыми организациями в сетях низкого (220, 380, 600 В и т.д.), среднего (3, 6, 10, 15, 20 и 30 кВ) или высокого/ сверхвысокого (extra-high) (110, 220, 380, 500, 700 и 1150 кВ) напряжения.

    Справка: Условная классификация сетей по напряжению установлена по согласованию VDE (Verband Deutscher Elektrotechniker), IEEE (Institute of Electrical and Electronics Engineers), CENELEC (Comité Européen de Normalisation Électrotechnique), ETSI (European Telecommunications Standards Institute) и IEC (International Electrotechnical Commission), однако не используется/ограниченно применяется в России. Вносят свою долю некорректности в подаваемую информацию структуры, осуществляющие производство конденсаторов, конденсаторных батарей/установок и их инсталляцию на объектах – популярные сегодня компенсационные конденсаторы/батареи/установки условно делят по назначению на устройства/установки для низкого (0.4 кВ) и высокого (6-10 кВ) напряжения.

    Неприглядное положение с компенсацией реактивной мощности в целом можно объяснить рядом объективных и субъективных причин, из которых наиболее значимыми являются:

    http://www.elec.ru/articles/nekotorye-aspekty-kompensacii-reaktivnoj-moshnosti/

    Постановление правительства о компенсации реактивной мощности

    МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

    от 23 июня 2015 года N 380

    О Порядке расчета значений соотношения потребления активной и реактивной мощности для отдельных энергопринимающих устройств (групп энергопринимающих устройств) потребителей электрической энергии

    В соответствии с подпунктом «в» пункта 15 Правил недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004 года N 861 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, N 52 (ч.2), ст.5525; 2007, N 14, ст.1687; N 31, ст.4100; 2009, N 9, ст.1103; N 8, ст.979; N 17, ст.2088; N 25, ст.3073; N 41, ст.4771; 2010, N 12, ст.1333; N 24, ст.2607; N 25, ст.3175; N 40, ст.5086; 2011, N 10, ст.1406; 2012, N 4, ст.504; N 23, ст.3008; N 41, ст.5636; N 49, ст.6858; N 52, ст.7525; 2013, N 30 (ч.2), ст.4119; N 31, ст.4226; N 31, ст.4236; N 32, ст.4309; N 33, ст.4392; N 35, ст.4523; N 42, ст.5373; N 44, ст.5765; N 47, ст.6105; N 48, ст.6255; N 50, ст.6598; 2014, N 7, ст.689; N 9, ст.913; N 11, ст.1156; N 25, ст.3311; N 32, ст.4513; N 32, ст.4521),

    Зарегистрировано
    в Министерстве юстиции
    Российской Федерации
    22 июля 2015 года,
    регистрационный N 38151

    Порядок расчета значений соотношения потребления активной и реактивной мощности для отдельных энергопринимающих устройств (групп энергопринимающих устройств) потребителей электрической энергии

    УТВЕРЖДЕН
    приказом Минэнерго России
    от 23 июня 2015 года N 380

    I. Общие положения

    1. Настоящий Порядок разработан в соответствии с Правилами недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004 года N 861 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, N 52 (ч.2), ст.5525; 2007, N 14, ст.1687; N 31, ст.4100; 2009, N 9, ст.1103; N 8, ст.979; N 17, ст.2088; N 25, ст.3073; N 41, ст.4771; 2010, N 12, ст.1333; N 24, ст.2607; N 25, ст.3175; N 40, ст.5086; 2011, N 10, ст.1406; 2012, N 4, ст.504; N 23, ст.3008; N 41, ст.5636; N 49, ст.6858; N 52, ст.7525; 2013, N 30 (ч.2), ст.4119; N 31, ст.4226; N 31, ст.4236; N 32, ст.4309; N 33, ст.4392; N 35, ст.4523; N 42, ст.5373; N 44, ст.5765; N 47, ст.6105; N 48, ст.6255; N 50, ст.6598; 2014, N 7, ст.689; N 9, ст.913; N 11, ст.1156; N 25, ст.3311; N 32, ст.4513; N 32, ст.4521), и устанавливает требования к расчету значений соотношения потребления активной и реактивной мощности, определяемых при заключении и исполнении договоров об оказании услуг по передаче электрической энергии сетевыми организациями с потребителями услуг (договоров энергоснабжения гарантирующими поставщиками, энергосбытовыми, энергоснабжающими организациями с потребителями электрической энергии (далее — потребители).

    2. Значения соотношения потребления активной и реактивной мощности определяются в виде диапазонов допустимых значений коэффициента реактивной мощности, задаваемых максимальным значением коэффициента реактивной мощности, потребляемой в часы больших суточных нагрузок электрической сети, соблюдение которых обеспечивается потребителями посредством соблюдения режимов потребления электрической энергии (мощности) либо использования устройств компенсации реактивной мощности, и минимальным значением коэффициента реактивной мощности, генерируемой в часы малых суточных нагрузок электрической сети.

    II. Общие требования к расчету

    4. Для энергопринимающих устройств потребителей, за исключением случаев, указанных в пункте 3 настоящего Порядка, сумма часов, составляющих определяемые соответствующими договорами об оказании услуг по передаче электрической энергии (договорами об оказании услуг по передаче электрической энергии и энергоснабжения в случае если договоры об оказании услуг по передаче электрической энергии в интересах потребителей заключены гарантирующими поставщиками (энергосбытовыми, энергоснабжающими организациями)) периоды больших и малых суточных нагрузок, должна быть равна 24 часам для каждых суток месяца. Если иное не определено указанными договорами, часами больших суточных нагрузок считается период с 7 часов 00 минут до 23 часов 00 минут по местному времени, а часами малых суточных нагрузок — с 23 часов 00 минут до 7 часов 00 минут по местному времени.

    5. Максимальные и минимальные значения коэффициентов реактивной мощности определяются отдельно для каждой точки поставки потребителя на границе балансовой принадлежности энергопринимающих устройств и (или) иных объектов электроэнергетики такого потребителя со смежными субъектами электроэнергетики или потребителями.

    При присоединении энергопринимающего устройства (группы энергопринимающих устройств) потребителя к объектам электросетевого хозяйства одной сетевой организации в нескольких точках в пределах одного распределительного устройства подстанции допускается задание максимального и минимального значения коэффициента реактивной мощности по совокупности точек поставки потребителя на одном уровне напряжения, по которому дифференцируется цена (тариф) на услуги по передаче электрической энергии, в пределах указанного распределительного устройства подстанции на границе балансовой принадлежности энергопринимающих устройств и (или) иных объектов электроэнергетики такого потребителя со смежными субъектами электроэнергетики или потребителями.

    III. Расчет коэффициентов реактивной мощности

    7. Максимальные значения коэффициента реактивной мощности, потребляемой в часы больших суточных нагрузок электрической сети, для энергопринимающих устройств потребителей в точках поставки с уровнем напряжения ниже 220 кВ, за исключением энергопринимающих устройств, определенных в пункте 6 настоящего Порядка, определяются в соответствии с приложением к настоящему Порядку.

    8. Минимальные значения коэффициента реактивной мощности, генерируемой в часы малых суточных нагрузок электрической сети, за исключением часов малых суточных нагрузок электрической сети, применяемых в периоды участия потребителя в регулировании реактивной мощности, устанавливаются равными нулю.

    Приложение. Максимальные значения коэффициента реактивной мощности, потребляемой в часы больших суточных нагрузок электрической сети

    Приложение
    к Порядку расчета
    значений соотношения потребления
    активной и реактивной мощности
    для отдельных энергопринимающих
    устройств (групп энергопринимающих
    устройств) потребителей электрической
    энергии

    Максимальные значения коэффициента реактивной мощности, потребляемой в часы больших суточных нагрузок электрической сети

    Уровень напряжения в точке поставки потребителя электрической энергии

    Максимальное значение коэффициента реактивной мощности, потребляемой в часы больших суточных нагрузок электрической сети

    http://docs.cntd.ru/document/420285270

    Приказ Минпромэнерго 49 о компенсации реактивной мощности

    I. Общие положения

    2. Значения соотношения потребления активной и реактивной мощностей (tgφ) определяются в виде предельных значений коэффициента реактивной мощности, потребляемой в часы больших суточных нагрузок электрической сети, соблюдение которых обеспечивается покупателями электрической энергии (мощности) – потребителями услуг по передаче электрической энергии (далее – потребители) посредством соблюдения режимов потребления электрической энергии (мощности) либо использования устройств компенсации реактивной мощности. При этом значение коэффициента реактивной мощности, генерируемой в часы малых суточных нагрузок электрической сети, устанавливается равным нулю.

    3. В случае участия потребителя по соглашению с сетевой организацией в регулировании реактивной мощности в часы больших и (или) малых нагрузок электрической сети, в договоре энергоснабжения определяются также диапазоны значений коэффициентов реактивной мощности, устанавливаемые отдельно для часов больших (tgjб) и (или) малых (tgjм) нагрузок электрической сети и применяемые в периоды участия потребителя в регулировании реактивной мощности.

    II. Общие требования к расчету

    4. Сумма часов, составляющих определяемые соответствующими договорами периоды больших и малых нагрузок, должна быть равна 24 часам. Если иное не определено договором, часами больших нагрузок считается период с 7 ч. 00 мин. до 23 ч. 00 мин., а часами малых нагрузок – с 23 ч. 00 мин. до 7 ч. 00 мин.

    5. Значения коэффициентов реактивной мощности определяются отдельно для каждой точки присоединения к электрической сети в отношении всех потребителей, за исключением потребителей, получающих электрическую энергию по нескольким линиям напряжением 6–20 кВ от одной подстанции или электростанции, для которых эти значения рассчитываются в виде суммарных величин.

    III. Расчет коэффициентов реактивной мощности

    6. Для потребителей, присоединенных к сетям напряжением 220 кВ и выше, а также к сетям 110 кВ (154 кВ), в случаях, когда они оказывают существенное влияние на электроэнергетические режимы работы энергосистем (энергорайонов, энергоузлов), предельное значение коэффициента реактивной мощности, потребляемой в часы больших суточных нагрузок электрической сети, а также диапазоны коэффициента реактивной мощности, применяемые в периоды участия потребителя в регулировании реактивной мощности, определяют на основе расчетов режимов работы электрической сети в указанные периоды, выполняемых как для нормальной, так и для ремонтной схем сети.

    7. Предельные значения коэффициента реактивной мощности, потребляемой в часы больших суточных нагрузок электрической сети, для потребителей, присоединенных к сетям напряжением ниже 220 кВ, определяются в соответствии с приложением к настоящему Порядку.

    ПРИЛОЖЕНИЕ

    к Порядку расчета значений соотношения потребления активной и реактивной мощности для отдельных энергопринимающих устройств (групп энергопринимающих устройств) потребителей электрической энергии, применяемых для определения обязательств сторон в договорах об оказании услуг по передаче электрической энергии (договоры энергоснабжения)

    Положение точки присоединения потребителя к электрической сети

    http://www.matic.ru/clients/standard-directory/order-of-the-ministry-of-industry-and-energy-49-of-reactive-power-compensation/

    О понуждении к компенсации реактивной мощности в натуре

    Повышающие коэффициенты в настоящее время установлены только для ЕНЭС (Приказ Федеральной службы по тарифам от 31 августа 2010 г. N 219-э/6, Постановление Правительства РФ от 26.01.2006 N 41). История развития этих повышающих коэффициентов, включая требования к приборам учета, интересна сама по себе, однако сейчас не о ней.

    Итак, есть потребитель, который нарушает соотношение, установленное Приказом Минэнерго России от 23.06.2015 N 380. Есть 3 возможных варианта развития событий:

    1) Потребитель оплачивает неустойку/повышающий коэффициент к тарифу на передачу. Снимает ли это с него обязанность прекратить нарушение и установить УКРМ (устройство компенсации реактивной мощности)?

    2) Потребитель сообщает о невозможности обеспечить соответствующие требование. Критерии невозможности в законодательстве не установлены, вероятно это должен быть крайний случай, когда технически установить УКРМ в электроустановке нет места и т.п. Однако, если он сообщает о такой невозможности в силу внутренних причин («не хочет»), является ли это основанием для отказа при понуждению к установке?

    3) Снизить соотношение активной и реактивной мощности можно разными путями. Если указать требования как «снизить соотношение», будет ли такой акт исполнимым?

    http://zakon.ru/comment/487677

    Компенсация реактивной мощности для экономии электроэнергии

    Анонс: Особенности компенсации реактивной мощности в сетях объектов. Компенсация реактивной мощности для экономии электроэнергии в сети на балансе потребителя. Экономическая целесообразность компенсации и выбор коэффициента реактивной мощности.

    С учетом интенсивного увеличения индуктивной нагрузки у потребителей – промышленных и непромышленных объектов компенсация реактивной мощности практически всегда актуальна и обеспечивает экономию электроэнергии и, соответственно, энергосбережение и энергетическую эффективность предприятия, организации, однако:

    В свою очередь ΔР по факту определяется снижением потерь активной энергии на передачу реактивной благодаря снижению фактического значения tg(φ) до нормативного (и ниже), установленного для сетей разного напряжения в приложении Приказа Минэнерго РФ от 23 июня 2015 года N 380 «О Порядке расчета значений соотношения потребления активной и реактивной мощности для отдельных энергопринимающих устройств (групп энергопринимающих устройств) потребителей электрической энергии» и/или договором потребителя с электроснабжающей организацией.

    Таблица. Актуальные максимальные значения коэффициента реактивной мощности в часы больших суточных нагрузок электрической сети согласно Приказа Минэнерго РФ от 23 июня 2015 года N 380.

    Уровень напряжения в точке поставки потребителяМаксимальное значение tg(φ)
    110 кВ (154 кВ)0,535 кВ (60 кВ)0,41-20 кВ0,4ниже 1 кВ0,35

    Компенсация реактивной мощности для экономии электроэнергии в сети на балансе потребителя.

    Безусловными сегодня следует признать факты того, что:

    • финансовая выгода от компенсации реактивной мощности в сети на балансе потребителя происходит не за счет снижения потребления объема реактивной энергии, как заявляют производители установок повышения коэффициента мощности, а исключительно благодаря сокращению объемов оплачиваемой мощности ΔР;
    • коэффициент мощности был и остается малоинформативным для ответа на вопрос, когда необходимо делать компенсацию реактивной мощности, поскольку даже при cos(φ) = 0.97 реальный коэффициент реактивной мощности tg(φ) = 0.25 и реактивная мощность составляет Q = S*tg(φ)/√(1+tg²(φ)) = 0.25*S/1.03 = 0.24*S или 24% объема потребляемой энергии (см. таблицу соотношения cos(φ) и tg(φ), а также формулу зависимости реактивной и полной мощности в этом материале);
    • оптимальной взаимовыгодной схемой размещения источников (ИРэ, ИРэс, ИРп) и потребителей (ПРэс, ПРп) реактивной мощности будет вариант «б» на рис. ниже, когда полностью отсутствуют перетоки реактивной мощности по сетям и обеспечивается качество электроэнергии.

    Т.е. даже при мало ощутимой в финансовом плане, выгода от компенсации реактивной мощности в сети на балансе потребителя будет всегда, и она будет выражена в улучшении работы оборудования, оптимизации производственно-технологических процессов, повышении качества и, соответственно, конкурентоспособности продуктов/услуг.

    Постановление правительства о компенсации реактивной мощности - картинка 4

    Когда необходимо делать компенсацию реактивной мощности.

    Если на объекте:

    • существует система автоматизированного учета электроэнергии на базе электронных многофункциональных счетчиков, регистрирующих текущие усредненные значения активной Рф и реактивной Qф мощности в определенных временных интервалах;
    • осуществляется энергоаудит с замерами активной Рф и реактивной Qф мощности во время пиковых (и минимальных) загрузок, то с помощью фактических значений Рф и Qф можно просчитать коэффициент реактивной мощности tg(φ)ф, который при сравнении с нормативным tg(φ)н покажет состояние компенсации реактивной мощности в сети.

    Вместе с тем, однозначное решение, когда необходимо делать компенсацию реактивной мощности, принимается по значению ΔР (см. рис. ниже), которое можно определить по формуле ΔР = Рф – Рн = Кип*(Qф – Qн), где коэффициент изменения потерь активной мощности Кип при отсутствии заданной величины для промышленных предприятий принимают равным 0.07.

    Постановление правительства о компенсации реактивной мощности - картинка 5

    Учитывая, что Qф = Рф*tg(φ)ф после преобразований получим

    Подставив Qн в формулу ΔР получаем:

    и после преобразований

    Полученная формула показывает, что при:

    • tg(φ)ф = tg(φ)н отсутствует экономия оплачиваемой мощности и компенсация реактивной мощности даст только техническую выгоду в плане стабилизации параметров сети и оптимизации работы электрооборудования;
    • tg(φ)ф > tg(φ)н ΔР > 0, т.е. потребителю придется заплатить за больший объем потребляемой мощности;
    • tg(φ)ф ˂ tg(φ)н ΔР ˂ 0, а значит экономится мощность, энергия и счета на оплату будут меньше.

    Так, например, если усредненное значение Qф в интервале пиковой нагрузки по показаниям счетчика (или результатам энергоаудита) 10000 кВАР и расчетный tg(φ)ф = 0.55 при нормативном tg(φ)н = 0.45, то

    ΔР = 0.7*10000*(0.55 – 0.45)/(0.55*(1 – 0.7*0.45)) = 1872 кВт, что при 8-часовом режиме работы за месяц добавит почти 450 тыс. кВт*ч электроэнергии к счету оплаты.

    В то же время, если за счет компенсации реактивной мощности снизить tg(φ)ф до 0.35, то

    ΔР = 0.7*10000*(0.35 – 0.45)/(0.35*(1 – 0.7*0.45)) = — 2917 кВт, а это за месяц 875 тыс. кВт*ч экономии электроэнергии и, соответственно меньше затрат на оплату.

    Экономическая целесообразность компенсации и выбор коэффициента реактивной мощности.

    Оценка экономии электроэнергии по ΔР в совокупности со сроком окупаемости капитальных вложений Тн позволяет определить не только экономическую целесообразность мероприятий по реактивной мощности, но и выйти на пороговый коэффициент реактивной мощности для установок повышения коэффициента мощности.

    Так, ΔР*N*Тсред не должно быть больше Зун, где N – количество часов работы в год (ч/год), Тсред усредненный тариф за оплату электроэнергии в руб/(кВт*ч), Зу – суммарные затраты на установку компенсации реактивной мощности (руб), Тн – срок окупаемости (10 лет).

    Таким образом компенсация реактивной мощности:

    • всегда выгодна технически, а зачастую и финансово, что может быть оперативно просчитано даже вручную;
    • экономически целесообразна при правильном выборе установки, мероприятия и расчете коэффициента реактивной мощности.

    http://www.mircond.com/blog/kompensatsiya-reaktivnoy-moshchnosti-dlya-ekonomii-elektroenergii/

    Приказ от 23.06.2015 г. № 380 О ПОРЯДКЕ РАСЧЕТА ЗНАЧЕНИЙ СООТНОШЕНИЯ ПОТРЕБЛЕНИЯ АКТИВНОЙ И РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ ДЛЯ ОТДЕЛЬНЫХ ЭНЕРГОПРИНИМАЮЩИХ УСТРОЙСТВ (ГРУПП ЭНЕРГОПРИНИМАЮЩИХ УСТРОЙСТВ) ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ

    Добавил: Богдан Кривошея

    Дата: [06.10.2016]

    Приказ от 23.06.2015 г. № 380 О ПОРЯДКЕ РАСЧЕТА ЗНАЧЕНИЙ СООТНОШЕНИЯ ПОТРЕБЛЕНИЯ АКТИВНОЙ И РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ ДЛЯ ОТДЕЛЬНЫХ ЭНЕРГОПРИНИМАЮЩИХ УСТРОЙСТВ (ГРУПП ЭНЕРГОПРИНИМАЮЩИХ УСТРОЙСТВ) ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ

    Зарегистрировано в Минюсте России 22 июля 2015 г. N 38151

    МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

    от 23 июня 2015 г. N 380

    РАСЧЕТА ЗНАЧЕНИЙ СООТНОШЕНИЯ ПОТРЕБЛЕНИЯ АКТИВНОЙ И РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ ДЛЯ ОТДЕЛЬНЫХ ЭНЕРГОПРИНИМАЮЩИХ УСТРОЙСТВ (ГРУПП ЭНЕРГОПРИНИМАЮЩИХ УСТРОЙСТВ) ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ

    В соответствии с подпунктом «в» пункта 15 Правил недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004 г. N 861 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, N 52 (ч. II), ст. 5525; 2007, N 14, ст. 1687; N 31, ст. 4100; 2009, N 9, ст. 1103; N 8, ст. 979; N 17, ст. 2088; N 25, ст. 3073; N 41, ст. 4771; 2010, N 12, ст. 1333; N 24, ст. 2607; N 25, ст. 3175; N 40, ст. 5086; 2011, N 10, ст. 1406; 2012, N 4, ст. 504; N 23, ст. 3008; N 41, ст. 5636; N 49, ст. 6858; N 52, ст. 7525; 2013, N 30 (ч. II), ст. 4119; N 31, ст. 4226; N 31, ст. 4236; N 32, ст. 4309; N 33, ст. 4392; N 35, ст. 4523; N 42, ст. 5373; N 44, ст. 5765; N 47, ст. 6105; N 48, ст. 6255; N 50, ст. 6598; 2014, N 7, ст. 689; N 9, ст. 913; N 11, ст. 1156; N 25, ст. 3311; N 32, ст. 4513; N 32, ст. 4521), приказываю:

    1. Утвердить прилагаемый Порядок расчета значений соотношения потребления активной и реактивной мощности для отдельных энергопринимающих устройств (групп энергопринимающих устройств) потребителей электрической энергии.

    2. Признать утратившим силу приказ Минпромэнерго России от 22 февраля 2007 г. N 49 «О порядке расчета значений соотношения потребления активной и реактивной мощности для отдельных энергопринимающих устройств (групп энергопринимающих устройств) потребителей электрической энергии, применяемых для определения обязательств сторон в договорах об оказании услуг по передаче электрической энергии (договорах энергоснабжения)» (зарегистрирован Минюстом России 22 марта 2007 г., регистрационный N 9134).

    приказом Минэнерго России

    от 23 июня 2015 г. 380

    ПОРЯДОК РАСЧЕТА ЗНАЧЕНИЙ СООТНОШЕНИЯ ПОТРЕБЛЕНИЯ АКТИВНОЙ И РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ ДЛЯ ОТДЕЛЬНЫХ ЭНЕРГОПРИНИМАЮЩИХ УСТРОЙСТВ (ГРУПП ЭНЕРГОПРИНИМАЮЩИХ УСТРОЙСТВ) ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ

    I. Общие положения

    1. Настоящий Порядок разработан в соответствии с Правилами недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004 г. N 861 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, N 52 (ч. II), ст. 5525; 2007, N 14, ст. 1687; N 31, ст. 4100; 2009, N 9, ст. 1103; N 8, ст. 979; N 17, ст. 2088; N 25, ст. 3073; N 41, ст. 4771; 2010, N 12, ст. 1333; N 24, ст. 2607; N 25, ст. 3175; N 40, ст. 5086; 2011, N 10, ст. 1406; 2012, N 4, ст. 504; N 23, ст. 3008; N 41, ст. 5636; N 49, ст. 6858; N 52, ст. 7525; 2013, N 30 (ч. II), ст. 4119; N 31, ст. 4226; N 31, ст. 4236; N 32, ст. 4309; N 33, ст. 4392; N 35, ст. 4523; N 42, ст. 5373; N 44, ст. 5765; N 47, ст. 6105; N 48, ст. 6255; N 50, ст. 6598; 2014, N 7, ст. 689; N 9, ст. 913; N 11, ст. 1156; N 25, ст. 3311; N 32, ст. 4513; N 32, ст. 4521), и устанавливает требования к расчету значений соотношения потребления активной и реактивной мощности, определяемых при заключении и исполнении договоров об оказании услуг по передаче электрической энергии сетевыми организациями с потребителями услуг (договоров энергоснабжения гарантирующими поставщиками, энергосбытовыми, энергоснабжающими организациями с потребителями электрической энергии (далее — потребители).

    2. Значения соотношения потребления активной и реактивной мощности определяются в виде диапазонов допустимых значений коэффициента реактивной мощности, задаваемых максимальным значением коэффициента реактивной мощности, потребляемой в часы больших суточных нагрузок электрической сети, соблюдение которых обеспечивается потребителями посредством соблюдения режимов потребления электрической энергии (мощности) либо использования устройств компенсации реактивной мощности, и минимальным значением коэффициента реактивной мощности, генерируемой в часы малых суточных нагрузок электрической сети.

    II. Общие требования к расчету

    3. В случае участия потребителя по соглашению с сетевой организацией в регулировании реактивной мощности в договоре оказания услуг по передаче электрической энергии в отношении соответствующего энергопринимающего устройства (группы энергопринимающих устройств) определяются часы больших и (или) малых суточных нагрузок электрической сети в периоды участия потребителя в регулировании реактивной мощности, а также диапазоны допустимых значений коэффициентов реактивной мощности, устанавливаемые отдельно для часов больших и (или) малых суточных нагрузок электрической сети в периоды участия потребителя в регулировании реактивной мощности.

    В случае урегулирования в интересах потребителя отношений по передаче электрической энергии гарантирующим поставщиком (энергосбытовой, энергоснабжающей организацией) указанное соглашение с сетевой организацией заключает в интересах потребителя гарантирующий поставщик (энергосбытовая, энергоснабжающая организация), при этом диапазоны допустимых значений коэффициентов реактивной мощности, устанавливаемые отдельно для часов больших и (или) малых суточных нагрузок электрической сети в периоды участия потребителя в регулировании реактивной мощности, определяются в договоре энергоснабжения, заключенном между потребителем и гарантирующим поставщиком (энергосбытовой, энергоснабжающей организацией), и в договоре оказания услуг по передаче электрической энергии, заключенном гарантирующим поставщиком (энергосбытовой, энергоснабжающей организацией) с сетевой организацией в интересах указанного потребителя.

    4. Для энергопринимающих устройств потребителей, за исключением случаев, указанных в пункте 3 настоящего Порядка, сумма часов, составляющих определяемые соответствующими договорами об оказании услуг по передаче электрической энергии (договорами об оказании услуг по передаче электрической энергии и энергоснабжения в случае если договоры об оказании услуг по передаче электрической энергии в интересах потребителей заключены гарантирующими поставщиками (энергосбытовыми, энергоснабжающими организациями)) периоды больших и малых суточных нагрузок, должна быть равна 24 часам для каждых суток месяца. Если иное не определено указанными договорами, часами больших суточных нагрузок считается период с 7 часов 00 минут до 23 часов 00 минут по местному времени, а часами малых суточных нагрузок — с 23 часов 00 минут до 7 часов 00 минут по местному времени.

    5. Максимальные и минимальные значения коэффициентов реактивной мощности определяются отдельно для каждой точки поставки потребителя на границе балансовой принадлежности энергопринимающих устройств и (или) иных объектов электроэнергетики такого потребителя со смежными субъектами электроэнергетики или потребителями.

    При присоединении энергопринимающего устройства (группы энергопринимающих устройств) потребителя к объектам электросетевого хозяйства одной сетевой организации в нескольких точках в пределах одного распределительного устройства подстанции допускается задание максимального и минимального значения коэффициента реактивной мощности по совокупности точек поставки потребителя на одном уровне напряжения, по которому дифференцируется цена (тариф) на услуги по передаче электрической энергии, в пределах указанного распределительного устройства подстанции на границе балансовой принадлежности энергопринимающих устройств и (или) иных объектов электроэнергетики такого потребителя со смежными субъектами электроэнергетики или потребителями.

    III. Расчет коэффициентов реактивной мощности

    7. Максимальные значения коэффициента реактивной мощности, потребляемой в часы больших суточных нагрузок электрической сети, для энергопринимающих устройств потребителей в точках поставки с уровнем напряжения ниже 220 кВ, за исключением энергопринимающих устройств, определенных в пункте 6 настоящего Порядка, определяются в соответствии с приложением к настоящему Порядку.

    8. Минимальные значения коэффициента реактивной мощности, генерируемой в часы малых суточных нагрузок электрической сети, за исключением часов малых суточных нагрузок электрической сети, применяемых в периоды участия потребителя в регулировании реактивной мощности, устанавливаются равными нулю.

    http://mooml.com/d/normativnye-dokumenty-po-nadzoru-v-oblasti-stroitelstva/normativnye-dokumenty-po-energeticheskomu-nadzoru/32712/

    Нормативные документы регулирующие потребление и генерацию реактивной энергии

    В течение длительного времени (с начала 30-х годов прошлого века и до 2001 г.) взаимоотношения энергоснабжающих организаций и потребителей электроэнергии в области потребления реактивной мощности в нашей стране регулировались методикой расчета экономических значений реактивной мощности, потребляемой от сети энергоснабжающей организации, и скидками (надбавками) к тарифам на электроэнергию при отклонениях фактического потребления от установленного в договоре. Аналогичная практика существовала и в некоторых зарубежных странах.

    Действовавшая «Инструкция о порядке расчетов за электрическую и тепловую энергию», которой устанавливались указанные скидки (надбавки), была утверждена в установленном порядке и зарегистрирована Минюстом России, однако была признана утратившей силу с 1 января 2001 г. (приказ Минэнерго России от 28 декабря 2000 г. № 167). Основанием для ее отмены являлось то, что она вошла в противоречие с принятыми позднее нормативными документами более высокого уровня (Гражданский кодекс РФ и Закон о государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию), которые не предусматривают надбавок к тарифу.

    Возврат к решению данной проблемы произошел в 2006 г., когда реформа энергетики в стране пришла к практическому завершению. Постановлением Правительства РФ от 31 августа 2006 г. № 530 «Об утверждении правил функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования электроэнергетики» внесено изменение в «Правила недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг», утвержденные постановлением Правительства РФ от 27 декабря 2004 г. № 861.

    В соответствии с внесенным в Правила пунктом 14.1, потребители электрической энергии должны соблюдать соотношения потребления активной и реактивной мощности, определенные в договоре. В случае несоблюдения этих соотношений (кроме случаев, когда это явилось следствием выполнения диспетчерских команд или осуществлялось по соглашению сторон), потребитель должен установить устройства КРМ либо оплачивать услуги по передаче электрической энергии с учетом соответствующего повышающего коэффициента к тарифу. В случае участия потребителя в регулировании реактивной мощности по соглашению с сетевой организацией к стоимости услуг по передаче электрической энергии применяется понижающий коэффициент.

    По факту выявления сетевой организацией нарушения условий потребления реактивной мощности составляется акт, который направляется потребителю. Потребитель в течение 10 рабочих дней с даты получения акта должен письменно уведомить сетевую организацию о сроке, в течение которого он обеспечит соблюдение установленных характеристик путем самостоятельной установки КУ или о невозможности выполнить указанное требование и согласии на применение повышающего коэффициента к стоимости услуг по передаче электрической энергии. Указанный срок не может превышать 6 месяцев. Если по истечении 10 рабочих дней уведомление не направлено, сетевая организация может применять повышающий коэффициент к тарифу.

    К настоящему времени разработаны оба документа, указанные в упомянутых постановлениях:

    • «Порядок расчета значений соотношения потребления активной и реактивной мощности для отдельных энергопринимающих устройств (групп энергопринимающих устройств) потребителей электрической энергии, применяемых для определения обязательств сторон в договорах об оказании услуг по передаче электрической энергии (договорах энергоснабжения)» утвержден приказом Минпромэнерго России от 22 февраля 2007 г. № 49 и зарегистрирован Министерством юстиции РФ (регистрационный № 9134 от 22 марта 2007 г.);
    • «Методические указания по расчету повышающих (понижающих) коэффициентов к тарифам на услуги по передаче электрической энергии в зависимости от соотношения потребления активной и реактивной мощности потребителей электрической энергии» находятся на согласовании в Федеральной службе по тарифам РФ (по состоянию на 1.01.2009 г.).

    Тарифы на услуги по передаче электрической энергии состоят из двух составляющих: платы за содержание электрических сетей и платы за потери электроэнергии, происходящие при передаче электроэнергии по сети. Повышающие (понижающие) коэффициенты к тарифам на услуги по передаче электрической энергии применяются только к плате за содержание электрических сетей.

    Установление нормативных значений обычно осуществляется одним из трех способов, приведенных ниже в порядке увеличения точности нормируемых величин и одновременного снижения бесспорности их применения.

    Первый способ заключается в установлении однозначных численных значений норм. Такой способ применен при установлении предельных значений коэффициента реактивной мощности для потребителей, присоединенных к сетям 0,4–110 кВ. Очевидно, что единое значение нормы не может быть теоретически правильным для любого узла сети, однако применение таких норм при оформлении договорных отношений не может оспариваться, так как цифра установлена нормативным документом, утвержденным в установленном порядке.

    Второй способ заключается в установлении в нормативном документе формул, по которым рассчитывается нормируемая величина. При этом используется ряд исходных данных, характеризующих условия электроснабжения конкретного потребителя: его удаленность от источника электроэнергии, соотношение графика его нагрузки с графиком суммарной нагрузки сети и т. п. Сам расчет достаточно легок и может быть выполнен любой стороной с применением обычного калькулятора. Такой способ применялся ранее (до 2001 г.) при определении коэффициентов реактивной мощности, включаемых в договор с любым потребителем. Очевидно, что определяемые величины в этом случае более точно соответствуют физическим законам влияния нагрузки данного потребителя на режим работы сети. Однако практика применения таких документов показала, что нередко возникают споры между сторонами по поводу правильности тех или иных исходных данных, тем более что некоторые из них представляются энергоснабжающей организацией и практически не могут быть проверены потребителем.

    Третий способ применяется при нормировании параметров достаточно сложных технических процессов и заключается в применении программных средств, расчетные алгоритмы которых в силу своей сложности не могут быть детально изложены в нормативном документе. В этом случае в документе устанавливаются критерии расчета и основные принципы методики его проведения, а также необходимость сертификации программных средств для подтверждения соответствия алгоритма расчета методу, установленному нормативным документом.

    Первый и второй способ применяются к «массовым» потребителям. Ошибки в определении точных значений для каждого потребителя компенсируются в их суммарном воздействии на режим работы сети, а установление единой нормы исключает необходимость сложных расчетов для каждого из многочисленных «малых» потребителей и последующие дискуссии по спорным моментам.

    Каждый потребитель, присоединенный к сети 220 кВ и выше, имеет уникальные условия электроснабжения (схемы внешнего электроснабжения не могут быть приведены к каким-либо типовым ситуациям). В то же время нагрузка каждого из них обычно оказывает существенное влияние на уровни напряжения во всех других узлах и на перетоки мощности по всем линиям сетевой организации. Применение для расчета коэффициента реактивной мощности таких потребителей каких-либо простых формул невозможно. Предельные значения коэффициента реактивной мощности для каждого потребителя могут быть определены только из расчета УР всей сети сетевой компании. Провести такие расчеты может только сама сетевая организация совместно с соответствующим субъектом оперативно-диспетчерского управления. Эти расчеты не могут быть детально проанализированы каждым потребителем, поэтому сохраняется возможность определенного «произвола» со стороны расчетчика. Нормативный документ в этой области не может обеспечить 100%-й однозначности расчета, результаты которого не зависели бы от расчетчика, и может лишь установить основные принципы проведения расчетов, ограничивающие возможности получения «какого угодно» результата.

    Программные средства расчета УР (программы РАСТР, МУСТАНГ, ДАКАР и др.) применяются в Федеральной сетевой компании (ОАО «ФСК ЕЭС») и Системном операторе Единой энергосистемы России (ОАО «СО ЕЭС») в качестве основного средства анализа режимов. В достоверности расчета режимов в наибольшей степени заинтересованы сами пользователи независимо от необходимости расчета по ним параметров договорных условий, поэтому сертификация этих программных средств не имеет смысла.

    Нормативные значения определяются для режима непривлечения потребителя к регулированию реактивной мощности. Его привлечение к регулированию осуществляется по инициативе энергоснабжающей организации, она рассчитывает желаемые диапазоны регулирования и предлагает потребителю оказать ей такую услугу за определенную законом оплату. Потребитель вправе отказаться от предложения, посчитав его невыгодным для себя. Поэтому 258 регламентация «желаний» энергоснабжающей организации в нормативном документе бессмысленна; возможность оказания услуги и изменения предложенных параметров определяется при согласовании условий ее предоставления

    http://pue8.ru/reaktivnaya-moshchnost/normativnye-dokumenty.html

    Литература

    1. Юзефович, Р.М. Санкт-Петербург — автомобилисту. Справочник; СПб: Кронверк-Принт, 2012. — 922 c.
    2. Корнев, А.В. Социология права. Учебник / А.В. Корнев. — М.: Проспект, 2016. — 825 c.
    3. Поручительство. Комментарии, судебная практика и образцы документов. — М.: Издание Тихомирова М. Ю., 2015. — 517 c.
    4. Волеводз, А. Г. Международный розыск, арест и конфискация полученных преступным путем денежных средств и имущества (правовые основы и методика) / А.Г. Волеводз. — М.: Юрлитинформ, 2015. — 477 c.
    5. Юсуфов, А. Г. История и методология биологии / А.Г. Юсуфов, М.А. Магомедова. — М.: Высшая школа, 2014. — 238 c.

    Добавить комментарий

    Мы в соцсетях

    Подписывайтесь на наши группы в социальных сетях