Письмо Госэнергонадзора Российской Федерации от 8 февраля 1994 г. N 42-6/2В "Правила применения скидок и надбавок к тарифам на электрическую энергию за потребление и генерацию реактивной энергии" (с изменениями и дополнениями)

Письмо Госэнергонадзора Российской Федерации от 8 февраля 1994 г. N 42-6/2В

Главгосэнергонадзор России направляет для руководства в работе Правила применения скидок и надбавок к тарифам на электрическую энергию за потребление и генерацию реактивной энергии. Срок введения в действие документа с 01.01.94.

Указанные скидки и надбавки к тарифам на электроэнергию установлены Инструкцией о порядке расчетов за электрическую и тепловую энергию, утвержденной Комитетом Российской Федерации по политике цен и Минтопэнерго России 30.11.93 N 01-17/1443-11 и ВК-7539 (рег. N 449 от 28.12.93 Минюста России).

Заместитель начальника Главгосэнергонадзора России

Правила применения скидок и надбавок к тарифам на электрическую энергию за потребление и генерацию реактивной энергии
(и.п. от 08.02.94 N 42-6/2В)

I. Общие положения

1.1. Скидки (надбавки) к тарифам на электрическую энергию за потребление и генерацию реактивной энергии установлены Инструкцией о порядке расчетов за электрическую и тепловую энергию Комитета РФ по политике цен и Минтопэнерго РФ от 30.11.93 N 01-17/1443-11 и ВК-7539 (рег. N 449 от 28.12.93 Минюста РФ).

Надбавки взимаются за потребление реактивной мощности и (или) энергии, превышающие установленные в договоре экономические значения, и за генерацию реактивной энергии в сеть. Потребление реактивной мощности и (или) энергии в диапазоне от нулевого до экономического значения надбавками не облагаются.

Скидки предоставляются:

а) за потребление реактивной энергии из сети в часы ее малых нагрузок в случае, если энергоснабжающая организация устанавливает такие часы в договоре (см. п. 1.8);

б) за потребление реактивной энергии из сети сверх установленных в договоре экономических значений в периоды специальных режимов работы компенсирующих устройств (КУ) в случае, если такие периоды установлены в договоре (см. п. 1.13).

1.2. Все рассчитанные в соответствии с настоящими Правилами значения, способы учета реактивной мощности и энергии (включая значения потребления и генерации, рекомендуемые к применению при отсутствии учета), а также другие требования в части режимов потребления реактивной мощности и энергии, установленные в Правилах пользования электрической и тепловой энергией, должны быть включены в договор.

1.3. Потребление и генерация реактивной энергии потребителем должны учитываться:

а) у промышленных и приравненных к ним потребителей - автоматическими системами учета электроэнергии или счетчиками реактивной энергии со стопором;

б) у перепродавцов электроэнергии, производственных сельскохозяйственных потребителей и на участках железнодорожного транспорта - одним счетчиком без стопора.

Если энергоснабжающая организация привлекает потребителя к суточному регулированию режимов работы своей сети (устанавливает часы больших и малых нагрузок), потребляемая и генерируемая реактивная энергия должна регистрироваться отдельно для часов больших и малых нагрузок.

1.4. Учет реактивной мощности в часы максимальных нагрузок энергосистемы, осуществляемый у потребителей, рассчитывающихся за электроэнергию по двухставочному тарифу, должен производиться с помощью счетчиков или других приборов учета, фиксирующих 30-минутный максимум реактивной нагрузки в часы максимальных нагрузок энергосистемы.

При нескольких питающих линиях за расчетную реактивную мощность принимается 30-минутный максимум суммарной реактивной нагрузки, определяемый специальным устройством - сумматором.

При отсутствии сумматора максимум суммарной нагрузки определяют как сумму максимумов, зафиксированных указывающими элементами электросчетчиков по каждой из питающих линий.

1.5. При отсутствии учета потребления реактивной мощности и энергии их значения принимают равными:

а) для промышленных и приравненных к ним потребителей - 0,8 от потребления активной мощности и (или) энергии;

б) для перепродавцов электроэнергии и производственных сельскохозяйственных потребителей - 0,6 от потребления активной энергии;

в) для тяговых подстанций железнодорожного транспорта на переменном токе - равным потреблению активной энергии, на постоянном токе - равным 0,5 от потребления активной энергии.

1.6. При отсутствии учета генерации реактивной энергии ее значение определяют по формуле:

W _Qr=(Q _kT _расч.-0,6W)(1-k _З), (1.1)

где:

Q _k - мощность компенсирующих устройств (для синхронных двигателей принимается равной 0,5 установленной мощности);

T _расч. - продолжительность расчетного периода;

k _З - коэффициент заполнения графика в расчетном периоде (см. п. 2.4.3);

W - электроэнергия, потребленная в расчетном периоде.

Если значение W _Qr, определенное по (1.1), меньше нуля, принимают W _Qr=0.

1.7. Для промышленного и приравненного к нему потребителя рассчитывают:

а) экономические значения реактивной энергии, потребляемой за месяц;

б) экономические значения 30-минутной реактивной мощности, потребляемой в часы максимальных нагрузок энергосистемы (только для потребителей, рассчитывающихся по двухставочному тарифу);

в) технические пределы потребления реактивной мощности в часы максимальных нагрузок энергосистемы и (или) реактивной энергии за месяц, при превышении которых энергоснабжающая организация не несет ответственности за снижение напряжения в точке учета электроэнергии ниже уровня, установленного в договоре для часов максимальных нагрузок энергосистемы;

г) технические пределы генерации реактивной мощности в часы минимальных нагрузок энергосистемы и (или) реактивной энергии за месяц, при превышении которых энергоснабжающая организация не несет ответственности за повышение напряжения в точке учета электроэнергии выше уровня, установленного в договоре для часов минимальных нагрузок энергосистемы.

1.8. В связи с особенностями режимов работы электрических сетей энергоснабжающая организация имеет право установить промышленному и приравненному к нему потребителю часы больших и малых нагрузок электрической сети. В этом случае она обязана предоставлять ему скидку с тарифа за потребление реактивной энергии в часы малых нагрузок.

Часы больших нагрузок электрической сети - это периоды суток, в которые потребление реактивной мощности приводит к дополнительным потерям электроэнергии в сети энергоснабжающей организации.

Часы малых нагрузок электрической сети - это периоды суток, в которые к дополнительным потерям приводит генерация реактивной мощности в сеть. В эти часы, как правило, генерация приводит и к недопустимо высоким напряжениям на оборудовании энергосистем, увеличивающим риск выхода его из строя.

Сумма периодов больших и малых нагрузок за сутки должна быть равна 24 ч. При отсутствии более точных данных принимают:

- часы больших нагрузок - с 7 ч 00 мин до 23 ч 00 мин.

- часы малых нагрузок - с 23 ч 00 мин до 07 ч 00 мин.

В случае указания в договоре часов больших и малых нагрузок электрической сети, значения потребления, устанавливаемые в соответствии с пп. 1.6 а и в, относятся к часам больших нагрузок электрической сети, а значения генерации, устанавливаемые в соответствии с п. 1.6 г, к часам малых нагрузок электрической сети.

1.9. Для перепродавца и производственного сельскохозяйственного потребителя рассчитывают экономическое значение реактивной энергии, потребляемой из сети энергосистемы за месяц, а для тяговых подстанций электрифицированного железнодорожного транспорта - экономическое значение и технический предел потребления реактивной энергии за месяц.

1.10. Экономические значения потребления и технические пределы потребления и генерации реактивной мощности и энергии указывают отдельно по каждому присоединению (источнику питания) для всех потребителей, кроме тяговых подстанций железнодорожного транспорта, для которых эти значения указывают суммарно по всем тяговым подстанциям, которые соединены общей контактной сетью и производят расчеты за потребление энергии с одной энергоснабжающей организацией.

1.11. Экономические значения потребления и технические пределы потребления и генерации реактивной энергии за месяц и реактивной мощности в часы максимальных нагрузок энергосистемы указывают в договоре поквартально, за исключением сезонных потребителей, для которых экономические значения указывают помесячно.

Для потребителей с существенно нестабильными значениями месячного потребления экономические значения допускается указывать помесячно.

1.12. Экономические значения реактивной мощности и энергии определяют только условия оплаты за ее потребление и генерацию.

1.13. В связи со снижением электропотребления, происходящим в последние годы, в электрических сетях существенно повысились напряжение, достигнув в ряде узлов опасно высоких значений.

Для нормализации положения энергоснабжающая организация имеет право устанавливать в договоре на пользование электроэнергией периоды специальных режимов работы компенсирующих устройств (КУ), заключающихся, как правило в отключении на период продолжительностью не менее месяца части или всех КУ. За потребление реактивной энергии в эти периоды сверх экономических значений, установленных в договоре, потребителю предоставляется скидка с тарифа.

1.14. Если превышение технических пределов потребления и (или) генерации реактивной мощности потребителем приводит к изменению напряжения только в точке его присоединения, оно не влечет за собой других санкций со стороны энергоснабжающей организации, кроме освобождения ее от ответственности за режимы напряжения у этого потребителя.

Если превышение технических пределов потребления или генерации реактивной мощности потребителем приводит к изменению напряжения против договорных пределов у других потребителей, их соблюдение является обязательным. Ответственность потребителя за превышение технических пределов в этом случае должна быть оговорена в договоре.

1.15. Экономические значения и технические пределы, указываемые в договоре, должны относиться к точке учета электроэнергии.

Если точка учета электроэнергии находится на стороне низкого напряжения трансформаторов, принадлежащих потребителю, к оплачиваемому потреблению реактивной мощности и энергии добавляется часть их потерь в трансформаторах, определяемая по формуле

, (1.2)

где:

П _э - нагрузочные потери реактивной мощности (Q _тр) или реактивной энергии (W _Qтр) при экономических значениях реактивной мощности Q _э или энергии W _Qэ;

П _ф и П _э - фактические и экономические значения реактивной мощности или энергии.

1.16. Если в связи с особенностями технологических процессов потребителя (дуговые сталеплавильные печи, преобразователи, сварочные установки и т.п.), у него не могут быть установлены обычные конденсаторные установки, а только более дорогие специальные компенсирующие устройства (статические тиристорные компенсаторы, фильтрокомпенсирующие устройства и т.п.), в договоре по представлению потребителя, рассмотренному энергоснабжающей организацией, могут быть указаны увеличенные экономические значения потребляемой реактивной мощности и энергии с одновременным установлением повышающего коэффициента к надбавке за потребление реактивной мощности и энергии (см. п. 2.2.3).

1.17. Экономические значения реактивной мощности и энергии, включенные в договор на основе расчетов, проведенных в соответствии с настоящими Правилами, не подлежат изменению в течение 2 лет с момента включения в договор, за исключением изменений, производимых в связи с переходом с нормативного на оптимизационный метод расчета (см. п. 2.1.1).

1.18. Настоящие Правила заменяют Инструкцию по системному расчету компенсации реактивной мощности в электрических сетях, опубликованную в журнале "Промышленная энергетика", 1991, N 7 и раздел 2.3 Правил пользования электроэнергией, введенный письмом Главгосэнергонадзора N 91-6/24-К от 24.10.91.

2. Методы расчета экономических значений реактивной мощности и энергии

2.1. Требования к расчетам

2.1.1. Основой для расчета экономических значений реактивной мощности Q _э и энергии W _Qэ для всех кварталов года является экономическое значение коэффициента реактивной мощности tg _э в точке учета электроэнергии для часов суточного максимума нагрузки энергосистемы в квартале максимальной нагрузки потребителя.

Настоящие Правила устанавливают два метода расчета значений tg _э: нормативный и оптимизационный.

Нормативный метод основан на применении нормативных значений tg _э.н., рассчитываемых в соответствии с настоящими Правилами.

Оптимизационный метод основан на применении значений tg _э.о., полученных по специальным оптимизационным программам, прошедшим аттестацию в базовой организации (ВНИИЭ) и имеющим сертификат на применение, выданный Главгосэнергонадзором.

Расчеты значений tg _э.о. по оптимизационным программам проводятся разработчиками аттестованных программ на основании договора с заказчиком, согласовываются с базовой организацией и утверждаются Главгосэнергонадзором.

2.1.2. Если приборы учета электроэнергии установлены не на шинах, для которых определено значение tg _э, последнее необходимо скорректировать на величину =Q/P, где Q - потери реактивной мощности в сети от рассматриваемых шин до точки установки приборов учета в часы максимума нагрузки энергосистемы, а P - нагрузка потребителя в эти же часы. Если точка учета электроэнергии находится выше шин 6-10 кВ, то tg _э увеличивают на , если ниже данных шин, то уменьшают на .

2.1.3. Выбор метода расчета осуществляет энергоснабжающая организация. Ко всем потребителям должен применяться одинаковый метод, допускается применять нормативный метод к потребителям, питающимся от шин генераторного напряжения и от сети 0,38 кВ, независимо от метода, применяемого к остальным потребителям. К потребителям, потребление энергии которыми в квартале максимума нагрузки энергосистемы менее 50% потребления в квартале их максимума нагрузки, а также к непромышленным потребителям и тяговым подстанциям городского электрифицированного транспорта (метро, трамвай, троллейбус) применяется только нормативный метод.

В случае применения энергосистемой оптимизационного метода и установления потребителю значения tg _э.о. меньше приведенного в настоящих Правилах нормативного значения tg _э.н., потребитель вправо потребовать от энергоснабжающей организации предъявления результатов расчета в виде выходной формы печати на ЭВМ, согласованных и утвержденных в соответствии с п. 2.1.1.

2.1.4. Основой для расчета технических пределов потребления реактивной мощности Q _п и энергии W _Qп и генерации реактивной мощности Q _г, и энергии W _Qг являются значения коэффициентов реактивной мощности в указанные часы tg _п и tg _г.

Настоящие Правила устанавливает два метода их расчета: нормативный и оптимизационный.

Нормативный метод основан на применении нормативных значений tg _п.н. и tg _н., установленных настоящими Правилами. Указанные значения распространяются на все кварталы года.

Оптимизационный метод состоит в применении программ расчета рабочих режимов электрических сетей в часы их больших и малых нагрузок и выбора оптимального сочетания этих коэффициентов у потребителей, питающихся от различных узлов сети.

Допускается использование разных методов расчета для определения экономических и технических коэффициентов, например, для вычисления tg _э - оптимизационного метода, a tg _п и tg _г - нормативного.

2.1.5. В качестве исходных данных о нагрузках во всех расчетах, проводимых в соответствии с настоящими Правилами, принимают:

а) при расчете оптимальных tg _э по аттестованным программам и соответствующих им значений Q _э и W _Qэ - нагрузки (потребления) предшествующего года, для которого они к моменту расчета известны для всех кварталов (например, при расчета условий на 1995 г., проводимом в 1994 г., используют данные за 1993 г.).

б) при расчете значений Q _э и W _Qэ нормативным методом - значения поквартальных потреблений энергии, соответствующие максимальному годовому потреблению за последние 3 года.

2.2. Нормативный метод расчета

2.2.1. Нормативное значение tg _э для шин 6-10 кВ подстанций 35-750 кВ общего назначения и шин любого вторичного напряжения трансформаторов, питающих технологические установки через сети не общего назначения, например, тяговые сети, сети питания сталеплавильных печей и электропечей производства фосфора, карбида кальция и т.п.*, определяют по формуле:

------------------------------

* Далее ко всем этим шинам применяется общий термин "шины 6-10 кВ".

------------------------------

, (2.1)

где:

tg _б - базовый коэффициент реактивной мощности, принимаемый равным 0,4; 0,5; 0,6 для сетей 6-10 кВ, присоединенных к шинам подстанций с высшим напряжением, равным соответственно 35, 110 и 220 кВ и выше; для шин генераторного напряжения tg _б=0,6;

d _max - отношение потребления активной энергии (для двухставочных потребителей - мощности) потребителем в квартале максимальной нагрузки системы к потреблению в квартале его максимальной нагрузки;

k - коэффициент, учитывающий отличие стоимостей электроэнергии в различных энергосистемах и принимаемый в соответствии с таблицей.

Значения коэффициента k для различных энергосистем

NN пп	Наименование энергосистем	k
1.	Иркутскэнерго, Красноярскэнерго, Хакасэнерго	0,6
2.	Волгоградэнерго, Самараэнерго, Оренбургэнерго, Чувашэнерго	0,8
3.	Архэнерго, Калининградэнерго, Свердловэнерго, Челябэнерго, Барнаулэнерго, Бурятэнерго, Читаэнерго	1,2
4.	Хабаровскэнерго, Дальэнерго, Якутскэнерго	1,4
5.	Сахалинэнерго, Магаданэнерго, Камчатскэнерго	1,8
6.	Остальные энергосистемы	1,0

Если значение tg _э.н., рассчитанное по формуле (2.1), больше 0,7, его принимают равным 0,7.

2.2.2. Для непромышленных потребителей, тяговых подстанций, электрифицированного городского транспорта (трамвай, троллейбус, метро) и железнодорожного транспорта на постоянном токе принимают tg _б=0,7.

В связи с тем, что фактическое потребление реактивной мощности и энергии у этих потребителей меньше нормативного, включать условия потребления реактивной мощности в договоры не рекомендуется. При использовании оптимизационного метода расчета значения tg _э.о. могут оказаться ниже фактического потребления реактивной мощности на подстанциях железнодорожного транспорта на постоянном токе. В этом случае возникнет необходимость включения условий в договоры.

2.2.3. Значения tg _э и надбавки к тарифу за потребление реактивной мощности и энергии для потребителей, описанных в п. 1.16, определяют по формулам:

tg _э.к.=k _куtg _э; (2.2)

в=8/(1,75-0,75k _КУ), (2.3)

где:

k _КУ - коэффициент относительной стоимости специального КУ по сравнению с обычной конденсаторной установкой, принимаемый равным:

а) при необходимости использования фильтрокомпенсирующих устройств (потребители с относительно стабильной выпрямительной нагрузкой - заводы цветной металлургии, тяговые подстанции железных дорог переменного тока и т.п.) - 1,5. В этом случае в=12,8 %;

б) при необходимости использования статических тиристорных компенсаторов (потребители с толчковой нагрузкой - заводы черной металлургии с дуговыми сталеплавильными печами и т.п.) - 2,0. В этом случае в=32 %.

Корректировка значений tg _э и в по (2.2) и (2.3) производится по представлению потребителя в случае, если потребление активной мощности или энергии специфическими электроприемниками превышают 50% суммарного потребления по рассматриваемой точке питания.

2.2.4. Если потребитель питается от шин 6-10 кВ, получающих питание от n трансформаторов с различными высшими напряжениями, то нормативный коэффициент определяют по формуле

, (2.4)

где:

tg _э.н.j - коэффициент, определяемый в соответствии с пп. 2.2.1-2.2.3 и относящийся к j-му напряжению;

d _j - доля номинальной мощности трансформаторов j-го напряжения в суммарной номинальной мощности трансформаторов (d _j=I).

2.2.5. Для промышленных и приравненных к ним потребителей, питающихся от сети 0,38 кВ, принадлежащей энергоснабжающей организации, tg _б=0,3. Для потребителей, питающихся через собственный понижающий трансформатор 6-10/0,4 кВ при точке учета энергии, расположенной на стороне низкого напряжения трансформатора, tg _э.н. определяют для шин 6-10 кВ по формуле (2.1) или по результатам оптимизационного расчета и корректируют в соответствии с пп. 2.1.2 и 2.2.2. При отсутствии расчетов Q значение tg _э.н. принимают меньшим соответствующего значения для шин 6-10 кВ питающей подстанции на 0,05 при кабельной сети 6-10 кВ и на 0,1 - при воздушной.

2.2.6. Если снижение потребления реактивной мощности и энергии до нормативных значений приводит к повышению напряжения на границе балансовой принадлежности электросети сверх допустимого значения в часы больших нагрузок электрической сети, значения W _Qэ и Q _э должны быть увеличены до уровней, при которых напряжение остается в допустимых пределах.

2.2.7. Нормативные значения коэффициентов реактивной мощности, используемых для определения технических пределов ее потребления и генерации, устанавливаются равными:

tg _п.н=0,7; tg _п.г=0,1, (2.5)

2.3. Оптимизационный метод расчета

2.3.1. Оптимизационный метод расчета должен определять взаимоувязанные значения на шинах 6-10 кВ подстанций 35-500/6-10 кВ, обеспечивающие минимум суммы затрат энергосистемы на производство и передачу по сети реактивной мощности и энергии потребителям и затрат потребителей на установку КУ. Значения должны соответствовать часам максимума суточных нагрузок энергосистемы в квартале ее максимальной нагрузки.

2.3.2. Значение tg _э.о для конкретного потребителя, соответствующее часам суточного максимума энергосистемы в квартале максимального потребления энергии потребителем, определяют по формуле:

, (2.6)

Если значение tg _э.о, определенное по формуле (2.6), больше 0,7, его принимают равным 0,7.

2.3.3. Программы расчета оптимальных значений tg _э.о должны удовлетворять требованиям, изложенным в Правилах аттестации программ системного расчета компенсации реактивной мощности в электрических сетях и согласования результатов расчета.

2.3.4. Аттестация программ и согласование результатов расчета проводятся базовой организацией (ВНИИЭ) на основе договора с организацией - разработчиком программы. Оформление в Главгосэнергонадзоре сертификата на аттестованную программу входит в обязанности базовой организации. Сертификаты на программы, выданные до 1993 г., в оптимизационные расчеты, выполненные по этим программам, теряют силу с 01.01.94 в связи с введением настоящих Правил.

2.4. Расчет экономических и технических значений реактивной мощности и энергии

2.4.1. Значения Q _э для i-го квартала для потребителя, рассчитывающегося по двухставочному тарифу, определяют по формуле:

Q _эi=tg _э.i·Р _{max i}, (2.7)

где:

Р _{mах i} - фактическая максимальная активная нагрузка потребителя (30-минутный максимум) в часы максимальных нагрузок энергосистемы в i-м квартале;

tg _э.i - экономический коэффициент реактивной мощности для i-го квартала.

2.4.2. Значение W _Qэi для потребителя, которому не установлены часы больших и малых нагрузок электрической сети, определяют по формуле:

, (2.8)

где:

k _зi - коэффициент заполнения графика активной мощности в i-ом квартале;

W _pi - среднемесячное потребление активной энергии за i-ый квартал.

2.4.3. Значения k _зi для потребителя, имеющего учет максимальной активной нагрузки, определяют по формуле:

k _зi=W _pi/(Р _{max i}·Т _расч). (2.9)

Для остальных потребителей значения k _зi принимают на основе контрольных замеров. При отсутствии данных значение k _зi принимают одинаковыми для всех кварталов и равными:

0,25 - для односменных потребителей;

0,5 - для двухсменных потребителей;

0,75 - для трехсменных потребителей;

0,9 - для непрерывных производств и тяговых подстанций электрифицированного железнодорожного транспорта, за исключением подстанций, расположенных в пригородной зоне (100 км) городов Москвы и С.-Петербурга, для которых k _зi=0,75.

2.4.4. Значения tg _эi определяют по формуле:

, (2.10)

где:

tg _э - значение, рассчитанное по (2.1) или (2.6);

k _i - отношение 30-минутного максимума активной нагрузки (фактической) потребителя в i-м квартале к ее значению в квартале максимальной нагрузки потребителя; для потребителей, рассчитывающихся по одноставочному тарифу - отношение соответствующих значений потребления энергии;

tg _н - натуральный коэффициент реактивной мощности потребителя (при отключенных КУ) для квартала максимальной нагрузки потребителя.

2.4.5. Для тяговых подстанций железнодорожного транспорта формула (2.10) не применяется. Значение tg _эi для всех месяцев принимают равным tg _э, рассчитанному по (2.1) или (2.6).

2.4.6. Для потребителей, которым в соответствии с п. 1.12 устанавливают периоды специальных режимов работы КУ, значения Q _э и W _Qэ для указанных периодов принимают равными максимальным из значений, определенных по формулам (2.7), (2.8) и (2.12) для I и IV кварталов.

2.4.7. Значение tg _н определяют по данным контрольного замера фактического потребления реактивной мощности от энергосистемы Q _ф в часы максимума нагрузки потребителя по формуле:

tg _н=(Q _ф+Q _к)/Р _max, (2.11)

где:

Р _mах - 30-минутный максимум активной нагрузки в эти часы;

Q _к - мощность КУ, работающих во время замера.

При отсутствии данных или при выдаче технических условий на проектирование значения tg _н принимают на основе справочной литературы или других источников. При отсутствии данных принимают tg _н=0,8.

2.4.8. Если потребителю установлены часы больших и малых нагрузок электрической сети, то значение W _Qэi для часов больших нагрузок определяют, умножая значение W _Qэi, рассчитанное по формуле (2.8), на коэффициент k _бi, определяемый по формуле

k _бi=1-d _mi·tg _эi, (2.12)

где:

d _mi - согласованная доля потребления активной энергии в часы малых нагрузок электрической сети для i-го квартала.

2.4.9. Значения технических пределов потребления реактивной мощности и энергии и генерации ее в сеть энергосистемы определяют по формулам:

Q _пi=tg _п·Р _{max i}; (2.13)

W _Qпi=k _зi·tg _п·W _pi; (2.14)

Q _гi=tg _г·Р _{max i}; (2-15)

; (2.16).

Если потребителю установлены часы больших и малых нагрузок, то значение W _Qпi, рассчитанное по формуле (2.14), умножают на коэффициент k _бi (2.12).

2.4.10. Значения всех коэффициентов и tg, записываемых в договоры, должны округляться до второго знака после запятой.

5.1. Изменение N 1
Правил применения скидок и надбавок к тарифам на электрическую энергию за потребление и генерацию реактивной энергии (и.п. от 23.11.95 N 42-6/36-В).

Главгосэнергонадзор России направляет для использования при расчетах с абонентами разработанное ВНИИЭ (Железко Ю.С., тел. 113-03-09) Изменение N 1 Правил применения скидок и надбавок к тарифам на электрическую энергию за потребление и генерацию реактивной энергии, введенных в действие с 01.01.94.

Указанный нормативный документ вводится в действие с 01.01.96.

Заместитель начальника Главгосэнергонадзора России

1. Пункт 1.3 изложить в следующей редакции:

"1.3. Потребление и генерация реактивной энергии потребителями должны учитываться автоматическими системами учета электроэнергии или счетчиками реактивной энергии со стопором.

Для тяговых подстанций, которые соединены общей контактной сетью и производят расчеты за потребление энергии с одной энергоснабжающей организацией (группа подстанций), определяют по счетчикам суммарное потребление и суммарную генерацию реактивной энергии.

Фактическое потребление реактивной энергии определяется разницей указанных величин. Если суммарная генерация превышает технический предел, фактическое потребление определяется разницей суммарного потребления и технического предела генерации. Суммарная генерация тяговых подстанций сверх технического предела оплачивается по ставке, предусмотренной Инструкцией о порядке расчетов за электрическую и тепловую энергию.

Последний абзац п. 1.3 остается без изменений.

2. Ввести дополнительный пункт 1.6а:

"1.6а. Объемы реактивной мощности и энергии, потребленной основным потребителем или перепродавцом, на которые распространяется плата за потребление реактивной мощности и энергии, определяют по формулам:

Q _опл=Q _ф-Q _фс-Q _э; (1.2)

W _Qопл=W _Qф-W _фс-W _Qэ, (1.3)

где:

Q _ф и W _Qф - реактивная мощность и энергия, потребленная основным потребителем или перепродавцом;

Q _э и W _Qэ - то же, экономические значения реактивной мощности и энергии;

Q _фс и W _фс - реактивная мощность и энергия, потребленные субабонентами, на которых не распространяются скидки (надбавки) к тарифам за потребление и генерацию реактивной мощности".

3. Пункт 1.7 изложить в следующей редакции:

"1.7. Для каждого потребителя рассчитывают:" (далее по тексту).

4. Из первого предложения п. 1.8 исключить слова: "промышленному и приравненному к нему".

5. Пункт 1.9 исключить.

6. 1-й абзац пункта 1.10 следует читать в следующей редакции:

"Экономические значения потребления и технические пределы потребления и генерации реактивной энергии и мощности указывают отдельно по каждой точке расчетного учета для всех потребителей, кроме..." и далее по тексту до конца абзаца.

В п. 1.10 добавить 2-й и 3-й абзацы:

"При электроснабжении потребителя по нескольким фидерам, на каждом из которых установлен прибор учета, от одной подстанции под точкой расчетного учета понимается точка установки сумматора. При его отсутствии показания приборов учета должны суммироваться.

Для сельхозпотребителей при расчете абонента по электросчетчику, установленному в голове линии 6-10 кВ, принадлежащей энергоснабжающей организации (например, несколько ТП одного колхоза), под точкой расчетного учета понимается место установки этого счетчика, фиксирующего суммарное потребление всеми ТП. В то же время при установке расчетного учета на каждом ТП или ферме расчеты производят по каждому счетчику отдельно".

7. Пункт 1.11 читать:

"1.11. Экономические значения и технические пределы указывают в договоре поквартально, за исключением сезонных потребителей и потребителей с существенно нестабильным месячным потреблением, для которых допускается указывать их помесячно".

8. В первый абзац пункта 1.15 после слов "...должны относиться к точке..." добавить слово "расчетного".

В пояснениях к формуле 1.2 читать: "где П _Э - нагрузочные потери реактивной мощности или энергии, обусловленные передачей реактивной мощности или энергии при их значениях, равных экономическим".

9. Пункт 1.16 дополнить предложением: "Указанные изменения производятся только в случае, если экономическое значение коэффициента реактивной мощности рассчитано оптимизационным методом (см. п. 2.1.4)".

10. Дополнить п. 1.17 предложением: "Оптимизационные расчеты должны проводиться не реже 1 раза в 2 года".

11. Пункт 1.18 дополнить словами: "...в части условий потребления реактивной мощности и энергии".

12. В п. 2.1.5, 6 окончание фразы читать "...соответствующие максимальному годовому потреблению за последние 2 года".

13. Окончание фразы 1-го абзаца п. 2.2.2 читать: "...принимают tg _э.н.=0,7".

14. В п. 2.2.3 формулу (2.3) заменить на следующую:

, (2.3)

где - значение tg _э.k, определенное по формуле (2.2), если оно не превышает 0,7; в противном случае tg _э.k принимают равным 0,7 (далее по тексту);

В п.п. а) - удалить предложение: "В этом случае в - 12,8%";

В п.п. б) - удалить предложение: "В этом случае в - 32%";

Последний абзац п. 2.2.3. дополнить словами: "...и значение tg _э. определено оптимизационным методом".

15. Из п. 2.2.5 исключить слова "промышленных и приравненных к ним".

16. В п. 2.2.7 вместо tg _п.г=0,1 установить tg _п.г=0,05.

17. Заменить формулу (2.6) п. 2.3.2 на следующую:

. (2.6)

18. Заменить формулу (2.8) п. 2.4.2 на следующую:

W _Qэi=K _i·tg _э.i·W _pi, (2.8)

где W _pi - среднемесячное потребление активной энергии за I-й квартал; K _i - коэффициент, определяемый по формуле:

, (2.8а)

В (2.8а) K _зi - коэффициент заполнения графика активной мощности в I-м квартале. Если K _i>1, его принимают равным единице.

19. Пункт 2.4.3 после формулы (2.9) дополнить предложением: "Если K _ai>1, его принимают равным единице", а рекомендуемые значения K _зi читать:

"0,25 - для односменных потребителей;

0,5 - для двухсменных потребителей и перепродавцов электроэнергии;

0,75 - для трехсменных потребителей и тяговых подстанций электрифицированного железнодорожного транспорта;

0,9 - для непрерывных производств".

20. В последнем предложении п. 2.4.4 слова в скобках читать: "(при отключенных конденсаторных установках)".

Дополнить п. 2.4.4. предложением: "Если tg _э.i<0, его принимают равным нулю".

21. В пояснениях величин формулы (2.11) п. 2.4.7 читать: "Qk - мощность конденсаторных установок, работающих во время замера".

22. Последнее предложение п. 2.4.7 заменить следующим: "При отсутствии данных tg _н определяют по формуле:

tg _н=0,8(1-d _сд)-0,3d _сд, (2.11а)

где d _cд - доля установленной мощности СД в составе нагрузки потребителя (резервные СД в расчет не включаются).

Если tg _н<0, его принимают равным нулю".

23. В п. 2.4.9 в формуле (2.14) величину K _зi заменить на (1-d _мi), а в формуле (2.16) удалить (1-К _зi).

24. Заменить таблицу 1 п. 2.2.1 на приводимую ниже.

25. Данные изменения должны использоваться в договорах с потребителями, заключаемых на 1996 г. и далее.

Таблица 1. Значение коэффициента К для различных энергосистем

Номер группы	Энергосистема	К
1.	Красноярскэнерго, Хакасэнерго, Иркутскэнерго	0,6
2.	Карелэнерго, Колэнерго	0,7
3.	Белгородэнерго, Волгоградэнерго, Алтайэнерго, Новосибирскэнерго, Омскэнерго, Калмыкэнерго, Северокавказэнерго	0,8
4.	Ленэнерго, Курскэнерго, Тамбовэнерго, Челябэнерго, Каббалкарэнерго, Ульяновскэнерго, Чувашэнерго	0,9
5.	Астраханьэнерго, Владимирэнерго, Ивэнерго, Лилецкэнерго, Тверьэнерго, Тулэнерго, Смоленскэнерго, Башкирэнерго, Оренбургэнерго, Ростовэнерго, Мариэнерго, Мордовэнерго, Пензаэнерго, Самараэнерго, Псковэнерго, Удмуртэнерго, Кузбассэнерго, Томскэнерго	1,0
6.	Воронежэнерго, Калугаэнерго, Нижновэнерго, Орелэнерго, Рязаньэнерго, Ярэнерго, Брянскэнерго, Новгородэнерго, Курганэнерго, Свердловэнерго, Тюменьэнерго, Читаэнерго, Курганэнерго, Дальэнерго, Кубаньэнерго, Ставропольэнерго, Карачаево-Черкессэнерго	1,1
7.	Вологдаэнерго, Костромаэнерго, Кировэнерго, Пермэнерго, Бурятэнерго, Хабаровскэнерго, Саратовэнерго	1,2
8.	Архэнерго, Янтарьэнерго, Татэнерго	1,3
9.	Мосэнерго, Комиэнерго, Амурэнерго, Якутскэнерго	1,5
10.	Камчатскэнерго, Магаданэнерго, Сахалинэнерго	1,8

5.2. О расчетах за реактивную энергию
(и.п. от 05.04.95 N 45-6/10В)

В связи с поступающими запросами по расчетам за реактивную энергию Главгосэнергонадзор России разъясняет.

1. Установленную п. 3.1 Инструкции о порядке расчетов за электрическую и тепловую энергию (рег. N 449 от 28.12.93 Минюста России) граничную величину 30 тыс. кВт·ч для применения скидок (надбавок) к тарифу за потребление и генерацию реактивной энергии следует относить к точке расчетного учета абонента. Это требование заложено в п. 1.15 Правил применения скидок и надбавок к тарифам на электрическую энергию за потребление и генерацию реактивной энергии (в дальнейшем Правил), введенных в действие с 01.01.94.

2. В целях более четкой формулировки указанного требования внести следующие изменения и дополнения в Правила:

1-й абзац пункта 1.10 следует читать в следующей редакции: "Экономические значения потребления и технические пределы потребления и генерации реактивной энергии и мощности указывают отдельно по каждой точке расчетного учета для всех потребителей, кроме..." и далее по тексту до конца абзаца.

В п. 1.10 добавить 2-й и 3-й абзацы:

"При электроснабжении потребителя по нескольким фидерам, на каждом из которых установлен прибор учета, от одной подстанции энергоснабжающей организации, под точкой расчетного учета понимается точка установки сумматора. При его отсутствии показания приборов учета должны суммироваться.

Для сельхозпотребителей при расчете абонента по электросчетчику, установленному в голове линии 6-10 кВ, принадлежащей энергоснабжающей организации (например, несколько ТП одного колхоза), под точкой расчетного учета понимается место установки этого счетчика, фиксирующего суммарное потребление всеми ТП. В то же время при установке расчетного учета на каждом ТП или ферме, расчеты производят по каждому счетчику отдельно".

В первый абзац пункта 1.15 после слов "...должны относиться к точке..." добавить слово "расчетного".

3. Величину Пэ в формуле 1.2 Правил следует понимать как "потери реактивной мощности или энергии, обусловленные передачей реактивной мощности или энергии при их значениях, равных экономическим" и вычислять, используя только составляющие реактивной мощности и энергии, то есть, (а не ) и (а не ).

Заместитель начальника Главгосэнергонадзора России