Неофициальный перевод. (с) СоюзПравоИнформ

ПРИКАЗ МИНИСТЕРСТВА ЭНЕРГЕТИКИ И УГОЛЬНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ УКРАИНЫ

от 6 февраля 2018 года №87

Об утверждении Методики исчисления платы за перетекание реактивной электроэнергии

Согласно Закону Украины "О рынке электрической энергии", подпункту 2 пункта 4 Положения о Министерстве энергетики и угольной промышленности Украины, утвержденного постановлением Кабинета Министров Украины от 29 марта 2017 года №208, приказываю:

1. Утвердить Методику исчисления платы за перетекание реактивной электроэнергии, которая прилагается.

2. Департаменту электроэнергетического комплекса (Новиков К.В.) обеспечить:

предоставление этого приказа на государственную регистрацию в Министерство юстиции Украины в установленном порядке;

обнародование этого приказа на официальном веб-сайте Министерства энергетики и угольной промышленности Украины.

3. Признать утратившим силу приказ Министерства топлива и энергетики Украины от 17 января 2002 года №19 "Об утверждении Методики исчисления платы за перетекание реактивной электроэнергии", зарегистрированный в Министерстве юстиции Украины 1 февраля 2002 года под №93/6381.

4. Настоящий приказ вступает в силу со дня его официального опубликования.

5. Контроль за исполнением настоящего приказа возложить на заместителя Министра Корзуна А.В.

Утверждена Приказом Министерства энергетики и угольной промышленности Украины от 6 февраля 2018 года №87

Методика исчисления платы за перетекание реактивной электроэнергии

I. Общие положения

1. Эта Методика устанавливает порядок исчисления платы за перетекание реактивной электроэнергии между оператором системы распределения/оператором системы передачи и небытовыми потребителями, которая является платой за услуги по обеспечению перетока реактивной электроэнергии к электроустановкам потребителей, эксплуатирующих электромагнитно несбалансированные установки с неэффективным соотношением активной и реактивной мощности, которые оператор системы распределения/оператор системы передачи вынужден предоставлять потребителям на территории осуществления лицензированной деятельности. Плата за перетоки реактивной электроэнергии применяется для адресного экономического стимулирования инициативы небытового потребителя к компенсации перетоков реактивной электроэнергии.

2. Эта Методика определяет условия расчета и анализа режимов электрических сетей операторов системы передачи, операторов системы распределения и небытовых потребителей для определения экономических эквивалентов реактивной мощности.

3. Эта Методика обязательна для операторов системы передачи, операторов системы распределения, небытовых потребителей и производителей электроэнергии из возобновляемых источников энергии во время их работы в режиме потребления активной электрической энергии.

II. Определения терминов и сокращений

В настоящей Методике термины и сокращения употребляются в таких значениях:

входная точка измерения - точка измерения, в которой учитывается объем перетоков электрической энергии из электрической сети оператора системы (основного потребителя) в сеть небытового потребителя (субпотребителя);

генерация реактивной электроэнергии - возникновение встречных перетоков реактивной мощности из электрической сети небытового потребителя (субпотребителя) в электрическую сеть оператора системы (основного потребителя);

дата начала действия нового рынка электрической энергии - дата введения двусторонних договоров рынка "на сутки вперед", внутрисуточного рынка и балансирующего рынка;

ночной провал суточного графика - снижение нагрузки в часы ночной зоны суток с 23:00 до 7:00;

нормальная схема - электрическая схема с обозначением типов оборудования и утвержденным нормальным состоянием коммутационных аппаратов;

транзитная точка измерения - точка измерения, в которой учитывается объем перетоков электрической энергии из электрической сети небытового потребителя в электрические сети субпотребителей, бытовых потребителей или операторов системы;

характерный режим работы электрической сети - режим работы электрической сети, в котором учтены плановые изменения сети в ближайшей перспективе (ввод в работу нового оборудования, замена оборудования, изменение конфигурации сети и др.);

центр питания расчетной схемы - узел расчетной схемы оператора системы передачи, от которого питаются электрические сети операторов системы распределения и потребителей электроэнергии.

Другие термины употребляются в значении, приведенном в законах Украины "О рынке электрической энергии", "Об альтернативных источниках энергии", Кодексе системы передачи, утвержденном постановлением Национальной комиссии, осуществляющей государственное регулирование в сферах энергетики и коммунальных услуг, от 14 марта 2018 года №309, в Кодексе системы распределения, утвержденном постановлением Национальной комиссии, осуществляющей государственное регулирование в сферах энергетики и коммунальных услуг, от 14 марта 2018 года №310, Кодексе коммерческого учета электрической энергии, утвержденном постановлением Национальной комиссии, осуществляющей государственное регулирование в сферах энергетики и коммунальных услуг, от 14 марта 2018 года №311, Правилах розничного рынка электрической энергии, утвержденных постановлением Национальной комиссии, осуществляющей государственное регулирование в сферах энергетики и коммунальных услуг, от 14 марта 2018 года №312.

АСКУЭ - автоматизированная система коммерческого учета электроэнергии;

БСК - батарея статических конденсаторов;

ДПУОПЭЭ - договор о предоставлении услуг по обеспечению перетока реактивной электрической энергии;

ЭЭРМ - экономический эквивалент реактивной мощности;

КОАРЭС - комплекс отсчетного анализа реактивов электрических сетей;

КРМ - компенсация реактивной мощности;

КУ - компенсирующая установка;

ЛОСОД - локальное оборудование сбора и обработки данных;

ОСП - оператор системы передачи;

ОСР - оператор системы распределения;

ОС - оператор системы;

СД - синхронные двигатели;

СК - синхронный компенсатор;

СТК - статический тиристорный компенсатор;

ЦОИВ - Госэнергонадзор.

III. Порядок проведения расчетов за перетоки реактивной электроэнергии

1. Расчеты за перетекание реактивной электроэнергии осуществляются по объектам небытовых потребителей электроэнергии с разрешенной мощностью 50 кВт и более, кроме объектов, потребляющих электроэнергию на коммунально-бытовые нужды или технические цели многоквартирных домов (работа лифтов, насосов и замково-переговорных устройств, освещения дворов, ступеней и номерных знаков и т.п.), а также по объектам альтернативной энергетики с разрешенной мощностью собственных нужд 50 кВт и более или которые относятся к генерирующим единицам типа B, C, D.

Оплата за отчетный расчетный период осуществляется, если потребление или генерация реактивной электроэнергии по объекту составляет 1000 кВАр.ч и более (при отсутствии соответствующих средств учета реактивной электроэнергии эти величины определяются расчетным путем).

2. Потребление реактивной электроэнергии объекта потребителя за расчетный период вычисляется по формуле:

 

(1)

где	WQс(О)	-	расчетное значение потребления реактивной электроэнергии объекта потребителя за расчетный период, кВАр.ч;
	i, j	-	соответственно индексы исходящих и транзитных точек измерения;
	КVКT	-	соответственно количество входящих и транзитных точек измерения;
	WQс(+)i	-	объем потребления реактивной электроэнергии i-й входной точки измерения за расчетный период, кВАр.ч;
	WQс(–)j	-	объем потребления реактивной электроэнергии j-ой транзитной точки измерения за расчетный период, кВАр.ч.

В случае получения отрицательного результата по формуле 1 значение WQс(О) принимается равным нулю.

3. При отсутствии во входной точке измерения средства учета потребления реактивной электроэнергии ОС при необходимости устанавливает такое средство учета за свой счет и использует его показатели в формуле 1 или использует расчетное потребление реактивной электроэнергии, которое вычисляется по формуле:

где WPс (+) - объем потребления активной электроэнергии во входной точке измерения за расчетный период, кВт - ч;

- нормативный тангенс нагрузки, равный 0,8.      

4. Для расчета фактического тангенса нагрузки объекта потребителя рассчитывается потребление активной электроэнергии по формуле:

где WPс (О) - расчетное значение потребления активной электроэнергии объекта потребителя за расчетный период, кВт - ч;

WPс (-) j - объем потребления активной электроэнергии j-й транзитной точки измерения за расчетный период, кВт - ч.

В случае получения отрицательного результата по формуле 3 значение WPс (О) принимается равным нулю.

5. Фактический тангенс нагрузки объекта потребителя определяется по формуле:

Значение WQс (О), WPс (О) определяются по формулам 1, 3, в которых учитываются объемы потребления активной и реактивной электроэнергии WPс (+), WQс (+) по всем входным точкам измерения, в том числе рассчитанные по формуле 2, а транзитные объемы потребления активной и реактивной электроэнергии WPс (-), WQс (-) учитываются только в точках измерения, где имеются средства учета потребления реактивной электроэнергии.

6. При отсутствии в транзитной точке измерения средства учета потребления реактивной электроэнергии используется расчетное потребление реактивной электроэнергии, которое исчисляется с учетом фактического тангенса нагрузки по формуле:

7. Окончательные значения потребления активной и реактивной электроэнергии, а также фактического тангенса нагрузки объекта потребителя за расчетный период определяются по формулам 1, 3, 4 с учетом объемов потребления активной и реактивной электроэнергии всех точек измерения, в том числе рассчитанных по формулам 2, 5.

8. Генерация реактивной электроэнергии объекта потребителя (плата за генерацию реактивной электроэнергии) за расчетный период исчисляется только при наличии на его объекте средств КРП или устройств генерации активной мощности (БСК, СД, СК, СТК, блок-станции, когенерационной установки, дизельного генератора и тому подобное).

Генерация реактивной электроэнергии кабельными линиями и высоковольтными (110-750 кВ) воздушными линиями в расчетах не учитывается. При наличии на объекте потребителя или на объектах его субпотребителей средств КРП или устройств генерации активной мощности объемы генерации реактивной электроэнергии могут определяться в точках измерения, которые не учитывают объемы генерации кабельных линий или высоковольтных воздушных линий.

9. При наличии средств учета генерации реактивной электроэнергии на всех входных точках измерения генерация реактивной электроэнергии объекта потребителя за расчетный период определяется по формуле: 

(6)

где WQг (О) - расчетное значение генерации реактивной электроэнергии объекта потребителя за расчетный период, кВАр - ч;

WQг (+) i - объем генерации реактивной электроэнергии i-й входной точки измерения за расчетный период, кВАр - ч;

WQг (-) j - объем генерации реактивной электроэнергии j-й транзитной точки измерения за расчетный период, кВАр - ч.

В формуле 6 используются объемы генерации реактивной электроэнергии в зоне ночного провала суточного графика при наличии такого учета во всех точках измерения.

При наличии во всех точках измерения учета генерации реактивной электроэнергии, дифференцированного по зонам суток, в формуле 6 используются объемы генерации реактивной электроэнергии в зоне ночного провала суточного графика.

В случае получения отрицательного результата по формуле 6 значение WQг (О)принимается равным нулю.

10. При отсутствии хотя бы в одной входной точке измерения средства учета генерации реактивной электроэнергии объем генерации реактивной электроэнергии объекта потребителя определяется расчетным путем по формуле: 

(7)

где	Qку	-	суммарная установленная мощность рабочих (неопломбированных) КУ на объекте потребителя, кВАр;
	0,3	-	рекомендуемый режим работы высоковольтных синхронных двигателей в режиме перекомпенсации с целью компенсации собственной реактивной мощности;
	Рсд	-	суммарная установленная мощность высоковольтных (более 1 кВ) синхронных двигателей на объекте потребителя, кВт;
	tп	-	количество часов в расчетном периоде, час.

 

11. Плата за перетоки реактивной электроэнергии объекта потребителя за расчетный период определяется по формуле:

П = П1 + П2-П3, (8)

где П1 - основная плата за перетоки реактивной электроэнергии, грн.;

П2 - надбавка за недостаточное оснащение электрической сети потребителя средствами КРМ, грн.;

П3 - скидка платы в случае привлечения потребителя к регулированию баланса реактивной мощности (электроэнергии), грн.

12. Плата П1 определяется по формуле:

П1 = Пс + Пг, (9)

где Пс - плата за потребление реактивной электроэнергии, грн.;

Пг - плата за генерацию реактивной электроэнергии, грн.

13. Плата за потребление реактивной электроэнергии рассчитывается по формуле:

(10)

где

Di, Dj

-

ЭЭРМ во входящих и транзитных точках измерения, кВт/кВАр;

в первый расчетный период действия нового рынка электрической энергии:

Ц - прогнозируемая цена закупки электрической энергии на рынках электроэнергии, которая определяется на уровне прогнозируемой оптовой рыночной цены на электрическую энергию, утвержденной НКРЭКУ на квартал, предшествующий дате начала действия нового рынка электрической энергии, грн/кВт.ч;

начиная со второго расчетного периода с начала действия нового рынка электрической энергии:

Ц - средневзвешенная фактическая цена электрической энергии на рынке "на сутки вперед" за первые 20 дней предыдущего расчетного периода, которая определяется и обнародуется оператором рынка на его официальном вебсайте в сети Интернет не позднее 25 числа предыдущего расчетного периода, грн./кВт.ч.

В формуле 10 учитываются объемы потребления реактивной электроэнергии всех точек измерения, в том числе рассчитанные по формулам 2, 5.

В случае получения отрицательного результата по формуле 10 значение Пс принимается равным нулю.

14. При наличии средств учета генерации реактивной электроэнергии на всех входных точках измерения плата за генерацию реактивной электроэнергии определяется по формуле:

(11)

В формуле 11 транзитные объемы генерации реактивной электроэнергии WQг(–) учитываются только в точках измерения, где имеются средства учета генерации реактивной электроэнергии.

В формуле 11 используются объемы генерации реактивной электроэнергии в зоне ночного провала суточного графика при наличии такого учета во всех точках измерения.

В случае получения отрицательного результата по формуле 11 значение Пг принимается равным нулю.

15. При отсутствии хотя бы в одной входной точке измерения средства учета генерации реактивной электроэнергии плата за генерацию реактивной электроэнергии определяется расчетным путем по формуле:

(12)

где

среднее значение ЕЕРП за входной точками измерения объекта, кВт / квар.

16. Надбавка за недостаточное оснащение электрической сети потребителя средствами КРМ вычисляется по формуле:  

17. Условия расчета скидки платы П3 согласуются с потребителем и отражаются в соответствующем приложении к ДПУОПЭЭ по расчетам за реактивную электроэнергию. Решение о целесообразности привлечения потребителя к регулированию электрических режимов перетоков реактивной мощности средствами его КРМ или генераторных установок принимает ОС.

18. Расчетные потери реактивной электроэнергии в оборудовании технологических сетей потребителя или ОС (трансформаторы, линии, реакторы и прочее) в расчетах за перетекание реактивной электроэнергии не учитываются.

19. Значения ЭЭРМ, которые используются в формулах 10, 11, рассчитываются с помощью сертифицированного программного комплекса КВАР или других программных комплексов, совместимых с ним по функциональным возможностям.

Математически ЭЭРМ является частичной производной по суммарным потерям активной мощности расчетной схемы электрической сети от реактивной мощности в точке расчета и исчисляется методом численного дифференцирования по формуле:

Вычисления ЭЭРМ выполняются на основе информационной базы расчетных схем магистральных сетей ОСП, распределительных сетей ОС и технологических сетей потребителей электроэнергии.

20. ЭЭРМ входных точек измерения основного потребителя рассчитываются с учетом параметров оборудования, его электрических сетей (трансформаторов, линий, реакторов и др.).

ЭЭРМ транзитных точек измерения или входных точек измерения субпотребителей могут рассчитываться с учетом параметров оборудования электрических сетей субпотребителей при наличии соответствующей расчетной схемы программного комплекса КВАР, которая должна содержать марки и длины линий, параметры трансформаторов, реакторов, состояние коммутационных аппаратов согласно нормальной схеме, потребление/генерацию активной и реактивной мощностей в узлах расчетной схемы и тому подобное.

При отсутствии соответствующей расчетной схемы ЭЭРМ транзитных точек измерения или входных точек измерения субпотребителей определяются значениями ЭЭРМ входных точек измерения основного потребителя по нормальной схеме питания.

21. ЭЭРМ является суммой двух составляющих по формуле:

D = D1 + D2, (15)

где D1 - первая составляющая ЭЭРМ, характеризующая долю влияния реактивного перетекания в точке измерения потребителя на технико-экономические показатели в электрической сети ОСП, кВт/кВАр;

D2 - вторая составляющая ЭЭРМ, характеризующая долю влияния реактивного перетекания в точке измерения потребителя на технико-экономические показатели в электрической сети ОС, кВт/кВАр.

22. Составляющие ЭЭРМ D1 рассчитываются ОСП для каждого центра питания ее расчетной схемы по нормальной схеме и характерному режиму основной сети ОСП. Расчетная схема и характерный режим определяются режимом максимальных нагрузок ОСП, предшествующего очередному пересчету ЭЭРМ (например, режиму зимнего максимума). Результаты расчетов D1 утверждаются ОСП.

23. Составляющие ЭЭРМ D2 рассчитываются ОС для точек измерения объекта потребителя по нормальной расчетной схеме питания потребителя и характерному режиму электрической сети ОС. Расчетные схемы и характерные режимы определяются режимом максимальных нагрузок ОС, предшествующего очередному пересчету ЭЭРМ (например, режиму зимнего максимума). Результаты расчетов D2 утверждаются соответствующими ОС.

При расчетах ЭЭРМ D2 выполняется контроль соблюдения показателей по напряжению (как правило, в пределах ± 10% от номинального напряжения) и загрузки оборудования (как правило, не более 100%) в расчетной схеме питания потребителя.

24. При отсутствии данных о фактических нагрузках трансформаторов распределительных сетей ОС для расчета ЭЭРМ D2 используется коэффициент загрузки трансформаторов - 20% и тангенс нагрузки - 0,5.

25. Активная и реактивная мощность нагрузки в точках измерения потребителя для расчета ЭЭРМ D2 определяется режимом максимальной нагрузки объекта потребителя (замеры зимнего максимума или летнего минимума, расчетные значения по максимальному объему потребления, расчетные загрузки трансформатора, разрешенная мощность и т.д.). При отсутствии данных о реактивной мощности используется тангенс нагрузки - 0,5.

26. В соответствующем приложении к ДПУОПЭЭ приводятся такие характеристики объекта потребителя:

суммарная установленная мощность рабочих (неопломбированных) КУ (кВАр) и мощность высоковольтных (более 1 кВ) синхронных двигателей (кВт);

перечень точек измерения, по которым выполняются расчеты за перетекание реактивной электроэнергии;

тип точек измерения - входная, транзитная или генераторное устройство ("+", "-", "Г");

наличие в точке измерения прибора учета потребления реактивной электроэнергии;

наличие в точке измерения прибора учета генерации реактивной электроэнергии;

активная и реактивная мощность точки измерения, применяемая для расчетов ЭЭРМ D2 (кВт, кВАр);

ЭЭРМ каждой точки измерения;

среднее значение ЭЭРМ по входным точкам измерения.

27. Очередной перерасчет ЭЭРМ выполняется один раз в два года. Новые значения ЭЭРМ действуют с января каждого двухлетнего периода, начиная с 01 января 2019 года.

28. Значение ЭЭРМ может быть пересчитано в течение двухлетнего периода при условии изменения соответствующих приложений к ДПУОПЭЭ по составу точек измерения объекта потребителя, уточнения нагрузок точек измерения, изменения параметров оборудования электрической сети потребителя, которые учитывались для расчета ЭЭРМ D2, изменения нормальной схемы питания потребителя в сети ОС и др.

29. Новые (пересчитанные) значения ЭЭРМ ОС доводит до сведения потребителя письменным sms-сообщением, которое является неотъемлемой частью ДПУОПЭЭ, или указывает в соответствующем приложении к ДПУОПЭЭ относительно расчетов за реактивную электроэнергию.

30. После окончания очередных перерасчетов ЭЭРМ ОС должен в месячный срок передать электронные базы данных расчетов ЭЭРМ (в том числе расчетные схемы ОС) на текущий двухлетний период в соответствующие подразделения ЦОИВ.

31. По обращению потребителя ЦОИВ проводит контроль корректности расчетов ЭЭРМ на текущий двухлетний период по данным соответствующих электронных баз расчетов ЭЭРМ, ДПУОПЭЭ и схемы электрических сетей объекта потребителя с указанием точек измерения.

По результатам контрольных расчетов ЦОИВ проверяет совпадение значений ЭЭРМ по точкам измерения, а также соблюдение показателей по напряжению и загрузке оборудования в расчетной схеме питания потребителя.

В случае выявления существенных расхождений в значениях ЭЭРМ (обычно, за пределами ±10 %), нарушения показателей по напряжению, загрузке оборудования в расчетной схеме питания потребителя ОС должен в месячный срок после получения письма ЦОИВ выполнить перерасчет ЭЭРМ и довести его до сведения потребителя письменным сообщением, а также выполнить перерасчет платы за расчетные периоды, в которых использовались некорректные значения ЭЭРМ.

32. Расчеты по формулам 1 - 13, 16 могут вестись по расчетным (балансным) значениям объемов потребления и генерации активной и реактивной электроэнергии в точках коммерческого учета объекта потребителя, рассчитанным соответствующим программным блоком в составе АСКУЭ или ЛОСОД потребителя. Математическое обеспечение программного блока базируется на использовании моделей и алгоритмов расчета установившихся режимов электрических сетей или формул расчета потерь активной и реактивной электроэнергии в элементах электрической сети в соответствии с действующими нормативно-правовыми актами. Вычисления выполняются по расчетной схеме электрической сети объекта потребителя и графиками активной и реактивной мощности АСКУЭ или ЛОСОД в точках измерения. Графики активной и реактивной мощности АСКУЭ или ЛОСОД (получасовые или часовые) не должны содержать пропусков измерений одновременных показателей потребления и генерации, а их арифметическая сумма за расчетный период должна равняться соответствующим значениям объемов электроэнергии в точке измерения. Балансные объемы потребления и генерации активной и реактивной электроэнергии вычисляются путем интегрирования расчетных потоков мощности в точках коммерческого учета за расчетный период с учетом направления этих потоков.

Программный блок в составе АСКУЭ или ЛОСОД проходит тестирование на контрольных примерах.

Использование в формулах 1 - 13, 16 балансных значений объемов потребления и генерации активной и реактивной электроэнергии в точках коммерческого учета объекта потребителя, которые рассчитаны программным блоком в составе АСКУЭ или ЛОСОД, должно быть указано в ДПУОПЭЭ. В таком случае в формулах 10 - 12 используются ЭЭРМ, рассчитанные для точек коммерческого учета объекта потребителя.

Внедряют такие программные блоки в составе АСКУЭ или ЛОСОД как потребители, так и ОС.

33. Если на объекте потребителя установлены устройства генерации активной электроэнергии (блок-станции, когенерационные установки, дизельные генераторы и тому подобное), и при наличии на этих устройствах коммерческого учета генерации активной электроэнергии значение WPс(О), которое используется в формуле 4 для определения фактического коэффициента мощности, определяется с учетом генерации активной электроэнергии по формуле:

(16)

где	WPг(+)i, WPг(–)j	-	объемы генерации активной электроэнергии i-й входной и j-й транзитной точек измерения за расчетный период, кВт•ч;
	s, KG	-	индекс и количество точек измерения генераторных устройств;
	WPг(ГП)s	-	объем генерации активной электроэнергии в s-й точке измерения генераторного устройства на объекте потребителя за расчетный период, кВт•ч.

В случае получения отрицательного результата по формуле 16 значение WPс(О) принимается равным нулю.

34. В точках измерения объекта потребителя, на которых установлены исключительно устройства генерации активной электроэнергии согласно лицензии по производству электрической энергии, а также в точках измерения объекта альтернативной энергетики, которые временно работают в режиме потребления активной электроэнергии, учитывается только составляющая платы за потребление реактивной электроэнергии Пс (составляющие платы за генерацию реактивной электроэнергии Пг и надбавки за недостаточное оснащение средствами КРП П2 не учитываются).

Для корректного учета потребления реактивной электроэнергии необходимо использовать счетчики, которые измеряют переток электроэнергии в четырех квадрантах. Для расчета составляющей платы Пс необходимо использовать объемы реактивной электроэнергии в первом квадранте, то есть в режиме потребления активной электроэнергии. При отсутствии учета электроэнергии по четырем квадрантам используются расчетные значения потребления реактивной электроэнергии в первом квадранте согласно пункту 32 раздела III настоящей Методики, при отсутствии возможности таких расчетов используется полный объем потребления реактивной электроэнергии.

35. Индукционные средства учета реактивной электроэнергии должны иметь стопоры обратного хода. При наличии на объекте потребителя средств КРМ необходимо обеспечить отдельные учеты потребления и генерации реактивной электроэнергии.

Расчетные средства учета, контролирующие генерацию реактивной электроэнергии в сеть ОС, должны быть установлены выше точек присоединений всех имеющихся в сети потребителя источников реактивной электроэнергии.

Прямое вычитание генерации реактивной электроэнергии от ее потребления или потребления реактивной электроэнергии от ее генерации за расчетный период технологически некорректно и недопустимо.

В условиях транзитных схем электроснабжения объекта потребителя, которое имеет многостороннее питание, расчетный учет перетока реактивной электроэнергии необходимо устанавливать непосредственно на присоединениях потребителя.

36. В условиях отсутствия или недостаточности информации о схемах питания потребителя используются средневзвешенные значения ЭЭРМ ОС в целом по формуле:

Dср = D1ср + d2ср, (17)

где D1ср - средневзвешенный ЭЭРМ D1 центров питания потребителей ЕП от магистральных сетей ОСП;

d2ср - средневзвешенный ЭЭРМ D2 точек измерения потребителей ОС. Расчет составляющей D1ср выполняется по формуле:  

где К1 - количество центров питания расчетной схемы ОСП, граничащих с расчетной схемой ОС;

D1 k - значение ЭЭРМ D1 k-го центра питания, кВт/кВАр;

Qцж k - суммарная реактивная мощность k-го центра питания, кВАр. Расчет составляющей d2ср выполняется по формуле:  

где К2 - количество точек измерения в электронной базе расчетов ЭЭРМ D2;

D2 n - значение ЭЭРМ D2 n-й точки измерения, кВт/кВАр;

qн n - нагрузка реактивной мощности n-й точки измерения, кВАр.

37. В случае временного нарушения учета реактивной электроэнергии по вине потребителя или непредставление данных об объемах перетока реактивной электроэнергии в текущем расчетном периоде расчет осуществляется по среднесуточным объемам предыдущего расчетного периода, а в последующие расчетные периоды - по формулам 2, 5, 7.

В случае, если учет не может быть восстановлен в срок одного расчетного периода не по вине потребителя, порядок дальнейших расчетов устанавливается по договоренности сторон.

38. В случае временного нарушения учета реактивной электроэнергии по вине потребителя расчет за перетоки реактивной электроэнергии осуществляется по формулам 2, 5, 7.

39. В случае самовольного подключения потребителем устройств КРУ потребитель должен оплатить расчетные объемы генерации реактивной электроэнергии по формуле 7 с учетом мощности самовольно подключенных устройств КРУ с даты последнего внесении изменений в ДПУОПЭЭ.

40. В случае фиксирования значительных объемов генерации реактивной электроэнергии в исходных точках измерения на объекте потребителя с недостающими устройствами КРП, что может происходить за счет зарядной мощности кабельных линий потребителя, транзитных перетоков реактивной мощности через замкнутые сети потребителя или ОС, наличия устройств КРМ в сетях субпотребителей подобного потребитель должен предоставить доступ работникам ОС для соответствующей инспекции относительно наличия у потребителя или его субпотребителей средств КРП. В случае отказа потребителя от такой инспекции ОС начисляет потребителю плату за генерацию реактивной электроэнергии.

41. Рассмотрение спорных вопросов между потребителями и ОС по перетокам реактивной электроэнергии осуществляется ЦОИВ в пределах полномочий, определенных действующим законодательством Украины, или в судебном порядке.