Андрей Смирнов
Время чтения: ~17 мин.
Просмотров: 0

Определение тарифного уровня напряжения при непосредственном техприсоединении

Нормативные ссылки:

ПУЭ 7-го издания.
Уровни и регулирование напряжения, компенсация реактивной мощности.

1.2.22. Для электрических сетей следует предусматривать технические мероприятия по обеспечению качества электрической энергии в соответствии с требованиями ГОСТ 13109.

1.2.23. Устройства регулирования напряжения должны обеспечивать поддержание напряжения на шинах напряжением 3-20 кВ электростанций и подстанций, к которым присоединены распределительные сети, в пределах не ниже 105 % номинального в период наибольших нагрузок и не выше 100% номинального в период наименьших нагрузок этих сетей. Отклонения от указанных уровней напряжения должны быть обоснованы.

1.2.24. Выбор и размещение устройств компенсации реактивной мощности в электрических сетях производятся исходя из необходимости обеспечения требуемой пропускной способности сети в нормальных и послеаварийных режимах при поддержании необходимых уровней напряжения и запасов устойчивости.

Отклонение напряжения характеризуется показателем установившегося отклонения напряжения, для которого установлены следующие нормы: 

  • нормально допустимые и предельно допустимые значения установившегося отклонения напряжения δUу на выводах приемников электрической энергии равны соответственно ± 5 и ± 10% от номинального напряжения электрической сети по ГОСТ 721 и ГОСТ 21128 (номинальное напряжение);
  • нормально допустимые и предельно допустимые значения установившегося отклонения напряжения в точках общего присоединения потребителей электрической энергии к электрическим сетям напряжением 0,38 кВ и более должны быть установлены в договорах на пользование электрической энергией между энергоснабжающей организацией и потребителем с учетом необходимости выполнения норм настоящего стандарта на выводах приемников электрической энергии.

РД 34.20.185-94
Инструкция по проектированию городских электрических сетей.
Гл. 5.2 Уровни и регулирование напряжения, компенсация реактивной мощности

5.2.4. Предварительный выбор сечений проводов и кабелей допускается производить исходя из средних значений предельных потерь напряжения в нормальном режиме: в сетях 10(6) кВ не более 6 %, в сетях 0,38 кВ (от ТП до вводов в здания) не более 4-6 %.

Большие значения относятся к линиям, питающим здания с меньшей потерей напряжения во внутридомовых сетях (малоэтажные и односекционные здания), меньшие значения — к линиям, питающим здания с большей потерей напряжения во внутридомовых сетях (многоэтажные многосекционные жилые здания, крупные общественные здания и учреждения).

СП 31-110-2003
Проектирование и монтаж электроустановок жилых и общественных зданий.
7. Схемы электрических сетей.

7.23 Отклонения напряжения от номинального на зажимах силовых электроприемников и наиболее удаленных ламп электрического освещения не должны превышать в нормальном режиме ±5 %, а предельно допустимые в послеаварийном режиме при наибольших расчетных нагрузках — ±10 %. В сетях напряжением 12-50 В (считая от источника питания, например понижающего трансформатора) отклонения напряжения разрешается принимать до 10 %.

Для ряда электроприемников (аппараты управления, электродвигатели) допускается снижение напряжения в пусковых режимах в пределах значений, регламентированных для данных электроприемников, но не более 15 %.

С учетом регламентированных отклонений от номинального значения суммарные потери напряжения от шин 0,4 кВ ТП до наиболее удаленной лампы общего освещения в жилых и общественных зданиях не должны, как правило, превышать 7,5 %. Размах изменений напряжения на зажимах электроприемников при пуске электродвигателя не должен превышать значений, установленных ГОСТ 13109.

ГОСТ Р 50571.15-97 (МЭК 364-5-52-93). Электроустановки зданий.
Часть 5. Выбор и монтаж электрооборудования. Глава 52. Электропроводки.
525. Потери напряжения в электроустановках зданий.

МЭК 60364-7-714-1996, IEC 60364-7-714 (1996). Электрические установки зданий.
Часть 7. Требования к специальным установкам или помещениям.
Раздел 714. Наружные осветительные установки.

в свободном переводе автора статьи:

714.512. Падение напряжения в нормальных рабочих условиях должно быть совместимо с условиями, возникающими от пускового тока ламп.

РД 34.20.501-95
Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ.
5. Электрическое оборудование электростанций и сетей.

ГОСТ Р МЭК 60204-1-99 (МЭК 60204-1). Безопасность машин.
Электрооборудование машин и механизмов. Общие требования.
13 Кабели и провода. 13.5 Падение напряжения на проводах

РМ 2559
Инструкция по проектированию учета электропотребления в жилых и общественных зданиях.

Напряжения электрических сетей

Важнейшей характеристикой любой электрической сети является её номинальное напряжение (U ном.). Именно на это напряжение производится расчет всего оборудования ЭС. Определяется номинальное напряжение электросети переправляемой активной мощностью и протяженностью ЛЭП.

Согласно стандартам принята линейка номинальных межфазных напряжений ЭС (электросети) и ЭП (электроприёмников) до 1000 Вольт, а именно: 220 Вольт, 380 Вольт, 660 Вольт. (гост 21128_75).

Для ЭС и ЭП переменного тока выше 1000 Вольт, установлена следующая линейка межфазных напряжений: 380 В, 3000 В, 6000 В, 10000 В, 20000 В, 35000 В, 110000 В, 150 000 В, 220 000 В, 330 000 В, 500 000 В, 750000 В, 1150000 В. (гост 721_77)

Виды нарушений ритма

Пульс 105 в минуту может регистрироваться при таких нарушениях ритма как:

  • синусовая тахикардия;
  • ускоренный предсердный ритм;
  • фибрилляция предсердий (при этом он нерегулярный);
  • пароксизмальная суправентрикулярная тахикардия с сопутствующей атриовентрикулярной блокадой II степени с проведением 2:1;
  • согласованная форма трепетания предсердий с проведением 3:1.

Из них чаще всего регистрируется синусовая тахикардия. Она связана с тем, что нормальный источник сердечного ритма (так называемый синусовый узел) работает быстрее, чем обычно. Самостоятельно отличить синусовую тахикардию от более серьезных нарушений ритма можно, нащупав пульс и глубоко вдохнув. Обычно при такой аритмии на вдохе частота сердцебиения меняется – она замедляется. Хотя такой признак при частоте пульса 105 в минуту самостоятельно определить бывает сложно.

Ускоренные предсердные ритмы и суправентрикулярная тахикардия не связаны с работой синусового узла. Их источником становится участок проводящей системы сердца, расположенный в предсердиях, и активирующийся по разным причинам.

При фибрилляции и трепетании предсердий эти камеры сердца сокращаются с высокой частотой. Если значительная часть этих хаотичных импульсов передается на желудочки, возникает тахисистолическая форма фибрилляции, или мерцательной аритмии, при этом отмечается нерегулярность сердечных сокращений, возможен дефицит пульса, его неритмичность.

Трепетание предсердий – более редкая форма аритмии. Она сопровождается блокадой части импульсов, исходящих из часто сокращающихся предсердий. В результате на желудочки проводится каждый 2-й или, например, каждый 3-й электрический сигнал из предсердий. Пульс 105 при трепетании предсердий наблюдается при варианте 3:1.

Список источников

  • www.elec.ru
  • files.stroyinf.ru
  • powersystem.info
  • istina.msu.ru
  • all-pribors.ru
  • PulsNorma.ru
  • elenergi.ru
  • wikiredia.ru
  • www.soedinitel.com
  • buzani.ru

Условия нормальной работы электрической сети

Для стабильной работы электроприёмников, должно соблюдаться следующее правило равенства напряжений: номинальное напряжение электроприемников должно равняться номинальному напряжению электросети. Uном.эп =Uном.сети. Но обеспечить такое равенство, при котором не будет, ни потерь, ни убытков на практике не возможно.

Нагрузка электроприёмников не может быть постоянной, она меняется и отклоняется от номинального значения. Принята допустимая зона отклонения напряжения электроприёмника в ±5%.

Кроме этого, протяженность ЛЭП предполагает потерю напряжения на линии, а это значит, что напряжение у приёмника будет меньше, напряжения у источника. Разница напряжений и будет величина потерь.  Это учитывается при проектировании и по ГОСТ, напряжения (ном.) вырабатываемые генераторами, должны быть на 5% больше необходимого напряжения сети.

Из истории вопроса

История развития линий передач кратко рассмотрена в обзоре по двухполюсным автоматам, но попробуем «пробежаться по Европе», чтобы читатели осмыслили причины возникновения необходимости деления оборудования по классам напряжения. Первым в истории передан постоянный ток от динамо-машины Грамме. На три четверти мили ток послал изобретатель названного оборудования. Это случилось на Венской выставке в 1873 году. Прежде существовал уже телеграф (с линиями до 20 км), но питался гальваническими элементами или от статического генератора, к теме имеет мало отношения.

Тогда передавать ток на большие расстояния не отмечалось необходимости. Использовался от местных генераторов. К примеру, для питания маяков в Англии и Франции. Все они спрямляли ток, как нарочно, копируя современные высоковольтные линии HVDC. Новое знаменательное событие произошло в 1882 году, когда Оскар фон Миллер нанял француза Марселя Депре передать напряжение 2 кВ на расстояние порядка 60 км. Это уже стало явным достижениям, но адресата достигла четвертая часть исходной разницы потенциалов.

Потом между Эдисоном и Теслой произошёл конфликт, окончившийся на исходе 80-х созданием нового оборудования, рассчитанного на переменный ток. Нос по ветру держал Доливо-Добровольский, немедленно разработавший трёхфазную систему питания двигателей. Патент россиянину не дали по причине контраргументов Николы Теслы, но битва токов привела к наблюдению: «Использование трансформатора позволяет заметно снизить потери линии».

Что и оказалось немедля использовано. В 1891 году передано напряжение 15 кВ на целых 180 км с эффективностью 75%. Эдисон отдыхает! С этого времени преимущества переменного тока становились очевидными, низкое напряжение обусловливало высокие потери в линии. Это главная причина, почему в современном мире присутствует необходимость делить оборудование по классам напряжения.

Уже в 1912 году вольтаж достиг 110 кВ, десять лет спустя составил 220. Темпы роста напряжения демонстрировали экспоненциальную зависимость от проходящих лет. Затем сконструированы линии на 380, 765 (750) и 1200 кВ.

Технические характеристики

Основные метрологические и технические характеристики счётчика приведены в таблице 3.

Наименование параметра

Допускаемое значение

Класс точности

—    по ГОСТ 31819.21-2012 при измерении активной энергии

—    по ГОСТ 31819.23-2012 при измерении реактивной энергии

1

2

Номинальное напряжение (U^m), В

230 В

Установленный рабочий диапазон напряжения

от 0,9 ином до Мином

Расширенный рабочий диапазон

от 0,8 ^ом до М^ном

Предельный рабочий диапазон напряжения

от 0 до 1,15Um

Базовый ток (Iq), А

5

Максимальный ток (1макс), А

80

Номинальное значение частоты, Гц

50

Стартовый ток (чувствительность), мА, не более:

—    по активной энергии

—    по реактивной энергии

20

25

Постоянная счётчика, имп./кВт-ч (имп./кВар-ч)

—    в режиме телеметрии;

—    в режиме поверки

5000

10000

Точность хода встроенных часов при включенном счетчике и при нормальной температуре, лучше, с/сут.

± 0,5

Жидкокристаллический индикатор:

—    число индицируемых разрядов

—    цена единицы младшего разряда при отображении энергии, кВт-ч (кВар-ч)

8

0,01

Потребляемая мощность не более, В-А (Вт):

—    по цепи напряжения;

—    по цепи тока

4 (1) 0,1

Количество тарифов

до четырех

Установленный диапазон рабочих температур, °С

Для исполнения с расширенным диапазоном температур, °С

от минус 40 до плюс 70 от минус 50 до плюс 70

Средняя наработка на отказ не менее, ч

220000

Средний срок службы не менее, лет

30

Масса, кг

0,6

Г абаритные размеры корпуса со стандартными клеммными крышками, (длинахширинахвысота), мм

127х123х64

Габаритные размеры корпуса с уменьшенными клеммными крышками, (длинахширинахвысота), мм

90х123х64

При температуре от минус 20 до минус 50 °С допускается частичная потеря работоспособности ЖКИ.

Определение понятия и классификация классов напряжения

Замечание 1

В зависимости от классификации электросетей, изменяться будут и классы напряжения. Модернизация электрических сетей энергетическими компаниями приводит к повышению класса напряжения. Это обусловлено стремлением сократить расходы и потери при транспортировке электрической энергии непосредственно к потребителю.

Передача электрической мощности (если напряжение при этом низкое) приводит к большим ее потерям из-за высоких значений протекающего тока. Формула $\Delta S=I^2R$ показывает потерю мощности в зависимости от протекающего тока и сопротивления линии. Снижению потерь способствует уменьшение протекающего тока: так, если уменьшить ток в 2 раза, потери мощности снизятся в 4 раза.

Формула полной электрической мощности записывается следующим образом:

$S=IU$

Передача аналогичной мощности при пониженном токе потребует повышения напряжения во столько же раз. Большие мощности, таким образом, целесообразно передавать, если напряжение будет высоким. Строительство высоковольтных сетей, в то же время, сопровождается многими техническими трудностями. Более того, непосредственное потребление электрической энергии при высоком напряжении будет достаточно проблематичным для конечного потребителя.

Это способствовало разделению сетей на участки в соответствии с классом напряжения (т.е. уровнем). Трёхфазные сети, чья задача заключается в передаче больших мощностей, имеют такие классы напряжения:

  • свыше 750 кВ (1150 и 1500) (класс считается ультравысоким;
  • ниже 750 кВ (500 кВ, 400 кВ) (это европейский стандарт, сам класс называется сверхвысоким);
  • 330 кВ, 220 кВ, 150 кВ, 110 кВ – класс высокого напряжения;
  • 35 кВ, 33 кВ, 20 кВ — класс среднего первого напряжения;
  • 10 кВ, 6 кВ, 3 кВ – класс среднего второго напряжения;
  • 24 кВ, 22 кВ, 18 кВ, 15,75 кВ (считается наиболее распространенным) – класс напряжения на выводах генераторов;
  • 0,69 кВ (европейский промышленный стандарт), 0,4 кВ (основной стандарт), 0,23 кВ, 110 В (старый европейский стандарт) и ниже – класс низкого напряжения.

СН-142-10

АОС.227.100 (-01…-03), АОС.227.200 (-01…03)

Техническая характеристика

Состав соединителя: вилка (блочная) и розетка (кабельная)

Климатическое исполнение по ГОСТ 15150-69

УХЛ

Степень защиты по ГОСТ 14254-96 (МЭК 529-89)

IP67

Тип сочленения

врубной

Покрытие контактов

золото

Температурный диапазон, ºС

минус 40… + 65

Сопротивление изоляции в нормальных климатических условиях, МОм

>1000

Количество сочленений-расчленений

500

Количество контактов

10

Диаметр контактов, мм

1,5

Максимальное рабочее напряжение, В

700

Максимальный ток на один контакт, А

9

Суммарный ток, А

60

Максимальное сечение жилы подпаиваемого провода, мм2

1,5

Диаметр подсоединяемого к розетке кабеля, мм

5…12

Различие исполнений вилки и розетки по наружным диаметрам подсоединяемых кабелей, материалам корпуса и фланца.

10.4 Подготовка электроаспиратора к отбору проб

10.4.1 Если для отбора проб используют не электроаспиратор
УОПВ 4-40 со встроенным газовым счетчиком, а электроаспиратор другой модели,
например ОП-412 ТЦ, подготовка его к отбору заключается в проверке показаний
ротаметра по газовому счетчику. При помощи газового счетчика определяют
действительное значение величины расхода воздуха при установлении по ротаметру
расхода 1,0 дм3/мин. Для этого к входу ротаметра с расходом от 0,2
до 2 дм3/мин присоединяют обычно используемый при отборе проб поглотитель
Рыхтера. К входу этой системы присоединяют газовый счетчик, включают аспиратор,
устанавливают по ротаметру расход 1,0 дм3/мин и пропускают воздух в
течение 20 мин.

10.4.2 Фиксируют начальные и конечные
показания газового счетчика и рассчитывают действительный расход воздуха.
Полученное значение расхода используют при расчетах объема отобранной пробы.

Далее периодически контролируют счетчиком действительную
величину расхода воздуха при установленном по ротаметру расходе 1,0 дм3/мин.
Разница между объемом, измеренным счетчиком и при помощи ротаметра, не должна
превышать 2000 см3 (10 %).

Уточненная величина расхода воздуха должна быть указана на
этикетке, прикрепленной к проверенному каналу электроаспиратора.

Рекомендуемая частота проверки при постоянной работе — один
раз в месяц.

Сведения о методах измерений

Сведения о методах измерений приведены в документе ТСКЯ.411152.005РЭ «Счетчик электрической энергии статический «Милур 105». Руководство по эксплуатации».

Нормативные и технические документы, распространяющиеся на счетчики электрической энергии статические «Милур 105»

ГОСТ 31818.11-2012 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Общие требования. Испытания и условия испытаний. Часть 11. Счётчики электрической энергии».

ГОСТ 31819.21-2012 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 21. Статические счётчики активной энергии классов точности 1 и 2». ГОСТ 31819.23-2012 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счётчики реактивной энергии.

ТСКЯ.411152.005 ТУ «Счётчики электрической энергии статические «Милур 105». Технические условия».

ТР ТС 020/2011 Технический регламент Таможенного союза «Электромагнитная совместимость технических средств».

ТР ТС 004/2011 Технический регламент Таможенного союза «О безопасности низковольтного оборудования».

Описание

Принцип действия газоанализаторов — флуоресцентный.

Молекула диоксида серы обладает интенсивной полосой поглощения в УФ области спектра (200^240 нм). Поглощение в этой области приводит к возникновению флуоресценции в области 300^340 нм. Интенсивность флуоресценции, пропорциональная количеству молекул диоксида серы в газовой смеси, измеряется и преобразуется в цифровой сигнал, отображаемый на дисплее газоанализатора. Поступление анализируемой газовой смеси в измерительную камеру обеспечивается внешним блоком побудителя расхода в модификации С-105А и встроенным в модификациях С-105М и С-105СВ.

Газоанализаторы представляют собой стационарные, автоматические, показывающие приборы непрерывного действия.

Газоанализаторы изготавливают в следующих модификациях (см. табл. 1).

Таблица 1

Модификация

Определяемый

компонент

Число блоков

С-105А

SO2

2

С-105М

SO2

1

С-105СВ

H2S

1

—    С-105А, С-105М — для определения массовой концентрации (или объемной доли) диоксида серы в атмосферном воздухе;

—    С-105СВ — для определения массовой концентрации (или объемной доли) сероводорода в атмосферном воздухе.

Газоанализаторы имеют следующие виды выходных сигналов:

•    цифровую индикацию — непосредственное отображение на цифровом дисплее информации о массовой концентрации (объемной доли) измеряемого компонента. Номинальная цена единицы наименьшего разряда на индикаторе газоанализаторов мод. С-105А , С-105М и на 2-ом диапазоне мод. С-105СВ — 0,001 мг/м3 (0,001 млн-1).

Номинальная цена единицы наименьшего разряда на индикаторе газоанализатора мод. С-105СВ на 1-ом диапазоне — 0,0001 мг/м3 (0,0001 млн-1).

•    последовательный интерфейс — RS-232, RS-485 с поддержкой протокола Modbus;

•    токовый аналоговый сигнал 4 — 20 (0 — 20) мА (токовый выход линейный, пропорциональный содержанию двуокиси серы или сероводорода).

Управление программой приборов осуществляется с помощью четырех управляющих клавиш «Е», «П», «|», «|», находящихся на лицевой панели газоанализаторов.

Внешний вид газоанализаторов приведен на рис. 1 (а,б).

Рисунок 1б — Внешний вид газоанализаторов модификации С-105М и С-105СВ

Причины повышения пульса

Пульс 105 ударов в минуту: что это значит для человека, насколько опасно такое состояние? Это во многом зависит от причины такого состояния.

Наиболее часто пульс 105-108 ударов в минуту, вызванный синусовой тахикардией, обусловлен такими факторами:

  • интенсивная физическая нагрузка;
  • значительное повышение температуры тела;
  • эмоциональная реакция, волнение, тревога;
  • прием лекарств, содержащих эуфиллин;
  • употребление кофеина;
  • абстинентный синдром;
  • снижение артериального давления (например, давление 105 на 70 и пульс 105 в минуту – нормальная реакция организма).

Если учащенное сердцебиение и пульс наблюдаются в покое, не связаны с нагрузкой, стрессом или другими внешними причинами, они могут свидетельствовать о таких заболеваниях и состояниях:

  • беременность;
  • нейро-циркуляторная дистония;
  • анемия, которая может иметь любое происхождение, но чаще связана  с недостатком в организме железа;
  • гипертиреоз, то есть усиленный синтез гормонов щитовидной железы; такое состояние сопровождается мышечной дрожью, чувством жара, потливостью, раздражительностью, снижением веса;
  • дыхательная недостаточность при хроническом бронхите, обструктивной болезни, эмфиземе легких, пневмокониозах и других тяжелых заболеваниях органов дыхания;
  • сердечная недостаточность легкой и умеренной степени тяжести;
  • ранняя стадия гипертонической болезни.

Предсердные аритмии чаще наблюдаются у курильщиков, лиц, употребляющих много кофеина. Также они нередко развиваются у женщин и детей. Также такие нарушения ритма возникают при поражениях сердца, например, кардиосклерозе.

Факторы риска учащения пульса:

  • возраст старше 60 лет;
  • случаи серьезных аритмий среди родственников;
  • заболевания сердца;
  • повышенная тревожность;
  • регулярное потребление больших количеств кофеина или алкоголя;
  • психическое напряжение;
  • курение.

Пульс и давление

Пульс 105-106 ударов в спокойном состоянии при нормальном давлении, может не сопровождаться никакими неприятными ощущениями. Иногда человек может чувствовать сердцебиение, одышку.

При одновременном высоком пульсе от 105 до 109 ударов в минуту со снижением артериального давления появляются тошнота, головокружение, может возникнуть обморочное состояние.

При высоком давлении или артериальной гипертонии и одновременном учащении пульса до 105 – 108 уд./мин. в минуту нередко возникает головная боль, головокружение, тяжесть в затылке, иногда боль в груди.

Отметим, что обычно показатели пульса и давления не имеют четкой связи между собой. И высокое, и низкое давление может сопровождаться редким, нормальным или частым пульсом. Определить, какое лекарство нужно принять во всех этих случаях, лучше всего сможет только лечащий врач.

Возможные осложнения

Возможные осложнения внезапного учащения пульса до 105 ударов в минуту и более:

  • головокружение, обморок и, соответственно, возможные травмы;
  • усталость, резкое снижение работоспособности;
  • одышка, чувство нехватки воздуха.

К более серьезным осложнениям, которые могут развиться при длительном или постоянном учащении пульса, относятся:

  • повышенный риск инфаркта миокарда или инсульта;
  • сердечная недостаточность;
  • внезапная сердечная смерть.

Понятия «фактический уровень напряжения» и «фактическое напряжение» — это разные понятия

Для определения величины тарифа на передачу электроэнергии важно установить на каком «фактическом уровне напряжения» подключён потребитель электроэнергии. Не на каком « фактическом напряжении», а на каком «фактическом УРОВНЕ напряжения». Это не одно и тоже

Это не одно и тоже.

Эти понятия становятся, практически тождественными при ситуации, когда граница балансовой принадлежности потребителя находится НЕ на ИСТОЧНИКЕ ПИТАНИЯ.

В этом случае за « напряжение», относящееся к соответствующему «уровню напряжения», принимают «фактическое напряжение» ЭПУ потребителя в точке подключения к объектам электросетевого хозяйства ТСО.

То есть «фактическое напряжение» ЭПУ совпадает с «напряжением», которое относится к тому или иному «уровню напряжению». « Фактическое напряжение» ЭПУ потребителя в точке подключения к объектам электросетевого хозяйства ТСО ПРЕДОПРЕДЕЛЯЕТ «фактический УРОВЕНЬ напряжения», используемый для выбора величины тарифа на передачу электроэнергии.

Например, если у вас «фактическое напряжение» ЭПУ в точке подключения к объектам электросетевого хозяйства ТСО составляет 6кВ, и эта точка подключения находится НЕ на источнике питания, то напряжение, относящееся к соответствующему « уровню напряжения», будет тоже 6 кВ. Поэтому, «уровень напряжения» будет «средним вторым» (СН2), так как напряжение ЭПУ полностью совпадает с напряжением, относящимся ко второму «уровню напряжения» (СН2). Отсюда, ваш «фактический уровень напряжения», на котором подключены ваши ЭПУ к объектам электросетевого хозяйства ТСО, будет полностью определяться указанным выше совпадением «напряжений»: напряжения ЭПУ и напряжения, относящегося к соответствующему «уровню напряжения».

Далее, исходя из «фактического уровня напряжения», по тарифному меню ТСО, определяем величину тарифа на передачу электроэнергии, соответствующую уровню напряжения — среднее второе напряжение (СН2).

Совсем иная ситуация, когда граница балансовой принадлежности потребителя находится на ИСТОЧНИКЕ ПИТАНИЯ.

Ценовые зоны

В настоящий момент большинство регионов Российской Федерации относится к ценовым зонам, в которых наблюдаются конкурентные отношения между участниками оптового рынка электрической энергии:

  • Первая ценовая зона (Европейская часть Российской Федерации и Урал)
  • Вторая ценовая зона (Сибирь)

Оптовый рынок электрической энергии и мощности (ОРЭМ) является особой торговой площадкой, на которой продается и покупается электроэнергия и мощность большинства поставщиков Российской Федерации. В торгах на ОРЭМ принимают участие крупные производители (владельцы генерирующих объектов) и покупатели (энергосбытовые компании и крупные потребители, получившие статус субъекта оптового рынка).

Работа ОРЭМ регламентируется Федеральным законом № 35-ФЗ от 23.03.2003 «Об электроэнергетике» и Постановлением Правительства РФ № 1172 от 27.12.2010 г.  «Об утверждении Правил оптового рынка электрической энергии и мощности и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам организации функционирования оптового рынка электрической энергии и мощности».

Большая часть генерирующих активов страны сосредоточена в тепловых генерирующих компаниях оптового рынка электроэнергии (ОГК), федеральной гидрогенерирующей компании оптового рынка (ПАО «Русгидро»), 14 территориальных генерирующих компаниях (ТГК) и государственном концерне «Росэнергоатом». Магистральными высоковольтными линиями электропередачи управляет ПАО «ФСК ЕЭС», (дочерняя компания ПАО «Россети», образованного в 2013 году на базе ОАО «Холдинг МРСК», контролирующим акционером является государство). Диспетчерское управление единой энергосистемой России осуществляет системный оператор (АО «СО ЕЭС»). В числе крупных компаний отрасли следует также упомянуть контролируемые государством вертикально-интегрированный холдинг ПАО «РАО ЭС Востока», объединяющий генерацию, распределение и сбыт электроэнергии дальневосточных регионов, и ПАО «Интер РАО ЕЭС» – оператора экспорта-импорта электроэнергии, владеющего генерирующими активами в России и за рубежом.

В регионах, где по причине незначительной пропускной способности объектов сетевого хозяйства затруднительно внедрить рыночные механизмы ценообразования, установлены неценовые зоны. К таким регионам относятся Архангельская и Калининградская области, Республика Коми и регионы Дальнего Востока (Южно-Якутский район Республики Саха (Якутия), Приморский край, Хабаровский край, Амурская область, Еврейская автономная область).

В малонаселенных районах, относящихся к изолированным районам (Новая земля, Сахалин, северная часть Сибири и Дальнего Востока), оптового рынка электрической энергии нет вообще, там существуют лишь разрозненные изолированные энергосистемы.

Деление территории Российской Федерации на ценовые и неценовые зоны определено на основании Постановления Правительства РФ № 1172 от 27.12.2010 г. 

Рейтинг автора
5
Материал подготовил
Максим Иванов
Наш эксперт
Написано статей
129
Ссылка на основную публикацию
Похожие публикации