Определение тарифного уровня напряжения при непосредственном техприсоединении

Определение тарифного уровня напряжения при непосредственном техприсоединении По моему мнению, при идентификации тарифного уровня (диапазона) напряжения,

Содержание

Понятия «уровень напряжения» и «напряжения» – это разные понятия

Выдержка из “Энциклопедии Экспертов”

«Напряжение» – это техническая характеристика энергоустановки, оно указывает, для приёма какого напряжения предназначена ЭПУ. Измеряется в вольтах (В) или киловольтах (кВ). Предопределяется техническими условиями, проектом на ЭПУ. Первично, как правило, напряжение фиксируется в документах о технологическом присоединении, чаще всего – в актах разграничения балансовой принадлежности. В нашей стране ЭПУ предназначаются для приёма следующего «напряжения»:

  1. 0,4 кВ
  2. 1 кВ
  3. 6 кВ
  4. 10 кВ
  5. 20 кВ
  6. 35 кВ
  7. 110 кВ
  8. 150 кВ
  9. 220 кВ и выше

«Уровень напряжения» (иногда «диапазон напряжения» или «тарифный уровень напряжения», или «тарифный уровень (диапазон) напряжения») – это понятие, используемое:

1. в тарифном регулировании – при установлении тарифов на передачу электроэнергии

2. в применении тарифов на передачу электроэнергии в расчётах за услуги по передаче электроэнергии

По «уровням напряжения» тарифы дифференцируются, то есть различаются по величине. Чем выше «уровень напряжения», тем ниже величина тарифа. Поэтому потребители стремятся подтвердить наиболее высокий «уровень напряжения».

Понятие «уровень напряжения» в нормативно-правовых актах (далее по тексту – НПА) появляется и используется в контексте тарифообразования и тарифоприменения.

Согласно пункта 48 Правил недискриминационногодоступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг,утверждённых Постановлением Правительства РФ № 861 от 27.12.2004г., (далее по тексту – ПНД) «тарифы на услуги по передаче электрической энергии устанавливаются в соответствии с Основами ценообразования в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике и Правилами государственного регулирования (пересмотра, применения) цен (тарифов) в электроэнергетике, с учетом пункта 42 настоящих Правил»

В соответствии с пунктом 42 ПНД «при установлении тарифов на услуги по передаче электрической энергии ставки тарифов определяются с учетом необходимости обеспечения равенства единых (котловых) тарифов на услуги по передаче электрической энергии для всех потребителей услуг, расположенных на территории соответствующего субъекта Российской Федерации и принадлежащих к одной группе (категории) из числа тех, по которым законодательством Российской Федерации предусмотрена дифференциация тарифов на электрическую энергию (мощность)».

Дифференциация тарифов на передачу электроэнергии по «уровням напряжения» установлена следующими НПА:

  • Основами ценообразования в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике, утвержденными Постановлением Правительства РФ от 29.12.2011 № 1178 “О ценообразовании в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике” (далее по тексту – Основы ценообразования)
  • Методическими указаниями по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке, утверждённых Приказом Федеральной службы по тарифам от 6 августа 2004 г. N 20-э/2 (далее по тексту – Двадцатая методика):

Пункт 81(1) Основ ценообразования гласит: «Единые (котловые) тарифы дифференцируются по следующим «уровням напряжения»:

  • высокое напряжение (ВН) – объекты электросетевого хозяйства (110 кВ и выше);
  • среднее первое напряжение (СН1) – объекты электросетевого хозяйства (35 кВ);
  • среднее второе напряжение (СН2) – объекты электросетевого хозяйства (20 – 1 кВ);
  • низкое напряжение (НН) – объекты электросетевого хозяйства (ниже 1 кВ).»

Пункт 44 Двадцатой методики устанавливает: «Размер тарифа на услуги по передаче электрической энергии рассчитывается в виде экономически обоснованной ставки, которая в свою очередь дифференцируется по четырем «уровням напряжения»:

  • на высоком напряжении: (ВН) 110 кВ и выше;
  • на среднем первом напряжении: (СН1) 35 кВ;
  • на среднем втором напряжении: (СН 11) 20 – 1 кВ;
  • на низком напряжении: (НН) 0,4 кВ и ниже»

Из указанных пунктов НПА также видно, что каждый «уровень напряжения» имеет свои напряжения, которые к нему относятся:

  1. к уровню напряжения – высокое напряжение (ВН) относятся напряжения от 110кВ и выше (т.е. 150кВ и т.д.)
  2. к уровню напряжения – среднее первое напряжение (СН1) относится только одно напряжение – 35 кВ
  3. к уровню напряжения – среднее второе напряжение (СН2) относятся напряжения, значения которых попадают в диапазон: 20-1 кВ, т.е. – это 1 кВ, 6 кВ, 10 кВ, 20 кВ и др.
  4. к уровню напряжения – низкое напряжение (НН) относятся напряжения, значения которых 0,4 кВ и ниже (например, 220 В, 150 В и др.)

По уровням напряжения также дифференцируются предельные уровни нерегулируемых цен на электроэнергию, включающие в себя тариф на передачу электроэнергии. Это можно увидеть из формы публикации данных о предельных уровнях нерегулируемых цен на электрическую энергию (мощность) и составляющих предельных уровней нерегулируемых цен на электрическую энергию (мощность), установленной Приложением к Правилам определения и применения гарантирующими поставщиками нерегулируемых цен на электрическую энергию (мощность), утверждённым Постановлением Правительства РФ от 29.12.2011 № 1179 “Об определении и применении гарантирующими поставщиками нерегулируемых цен на электрическую энергию (мощность)” (далее по тексту – Правила определения нерегулируемых цен)

Таким образом, понятия «напряжение» и «уровень напряжения» не тождественны. Это разные понятия. Но их часто путают, особенно при определении величины тарифа на передачу электроэнергии, по которому подлежит оплата оказанных территориальными сетевыми организациями (далее по тексту – ТСО) услуг по передаче. Это происходит ещё из-за того, что путаются понятия «фактический уровень напряжения» и «фактическое напряжение».

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.

Расчет необходимой мощности

Данный расчет понадобится, чтобы понять будет ли достаточным объем выделенной электрической мощности для квартиры или дома. Для этого понадобится рассчитать величину максимальной нагрузки, просуммировав соответствующие параметры всех электроустановок потребителя. Причем необходимо принимать в расчет все бытовые электроприборы, которые могут быть включены одновременно.

Как правило, вся необходимая информация указывается на наклейке, прилепленной к корпусу оборудования, или приведена в документации. В том случае, если наклейка стала нечитабельной, а технический паспорт потерялся, можно воспользоваться таблицей, где приведена типовая активная мощность бытового оборудования.

Таблица ориентировочной потребляемой мощности различной бытовой техники

Рассчитав суммарное потребление, не спешите считать работу завершенной, необходимо добавить резерв с учетом возможного увеличения нагрузки со временем. Как правило, размер резерва устанавливают в 20-30% от расчетных параметров.

Сложив эти две величины, мы получим результат, который можно сравнить с разрешенной мощностью. Если она окажется меньше расчетных нагрузок, имеет смысл задуматься о заявке на получение дополнительных 1 кВт или 3 кВт. Подробно о присоединении дополнительных киловатт будет рассказано ниже.

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

Расчетная мощность общественных зданий

  1. В целом для общественных зданий применяется формула:

Р = Ргр х k x а, где:

  • Ргр – установленная мощность группы приемников в кВт,
  • k – коэффициент одновременности для этой группы,
  • a – коэффициент использования номинальной мощности для данной группы приемников.

Оба коэффициента находятся в специальных таблицах.

  1. С учетом фактора спроса на электроэнергию используется другое выражение:

Р = Kс х Ргр, где Kc – коэффициент спроса (определяется по таблице).

Величина Кс для нежилых объектов колеблется от 0,2-0,4 до 1.

В методе коэффициента спроса расчетная нагрузка не зависит только от количества установленных приемников. Это связано с различными коэффициентами спроса. Для больших объектов с множеством разнообразного оборудования следует принимать меньшие значения Кс.

В непромышленных зданиях: офисах, школах, больницах, театрах, гостиницах и т. д., где доминируют осветительные приемники и нагревательные устройства, предполагают, что cos φ = 1.

Расчетная мощность здания коммунального хозяйства (котельные, насосные станции) должна определяться на основе данных каталога изготовителей электрических устройств, планируемых к установке, в соответствии со следующими формулами:

  1. реактивная мощность одного приемника:

Q1 = tg φ х Р1.

  1. для группы:

Q = Кс х Qгр, где:

  • для Qгр складываются все вычисленные значения отдельных приемников,
  • Кс – коэффициент спроса.
  1. активный мощностной показатель для группы:

Р = Kс х Ргр.

  1. общая мощность:

S = √(Р² + Q²).

Важно!

Исходя из приведенных значений мощностей, вычисляется tg φ для группы: tg φ = Q/P. Если его значение больше указанного в технических условиях для подключения, принимается решение о компенсации реактивной мощности.

Для трансформаторной подстанции, с которой будут питаться жилые и коммунальные здания, расчетная мощность определяется:

S =√(P² + Рз² + Рос²) + (Q² + Qз² + Qос²), где:

  • P и Q – показатели для зданий коммунального хозяйства;
  • Рз и Qз – для жилых зданий;
  • Рос и Qос – для установок уличного освещения.

Передача энергии через катушки

Самый легко реализуемый способ — использование катушек индуктивности.

Здесь принцип очень простой. Берутся 2 катушки и размещаются недалеко друг от друга. На одну из них подается питание. Другая играет роль приемника.

Когда в источнике питания регулируется или изменяется сила тока, на второй катушке магнитный поток автоматически также изменяется. Как гласят законы физики, при этом будет возникать ЭДС и она будет напрямую зависеть от скорости изменения этого потока.

Казалось бы все просто. Но недостатки портят всю радужную картинку. Минусов три:

  • маленькая мощность

Данным способом вы не передадите большие объемы и не сможете подключить мощные приборы. А попытаетесь это сделать, то просто поплавите все обмотки.

  • небольшое расстояние

Даже не задумывайтесь здесь о передаче электричества на десятки или сотни метров. Такой способ имеет ограниченное действие.

Чтобы физически понять, насколько все плохо, возьмите два магнита и прикиньте, как далеко их нужно развести, чтобы они перестали притягиваться или отталкиваться друг от друга. Вот примерно такая же эффективность и у катушек.

Можно конечно исхитриться и добиться того, чтобы эти два элемента всегда были близко друг от друга. Например электромобиль и специальная подзаряжающая дорога.

Но в какие суммы выльется строительство таких магистралей.

  • малый КПД

Еще одна проблема это низкий КПД. Он не превышает 40%. Получается, что таким способом передать много эл.энергии на большие расстояния вы не сможете.

Тот же Н.Тесла указал на это еще в 1899г. Позже он перешел на эксперименты с атмосферным электричеством, рассчитывая в нем найти разгадку и решение проблемы.

Однако какими бы не казались бесполезными все эти штуки, с их помощью до сих пор можно устраивать красивые светомузыкальные представления.

Или подзаряжать технику гораздо большую чем телефоны. Например электрические велосипеды.

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.

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.

Используйте блокировочные реле

Блокировочное реле (в качестве блокировочного используют реле тока) делает невозможным одновременное включение двух секций или отдельных электрических приёмников большой мощности в зависимости от точки подключения катушки реле и его размыкающего контакта.

Включается та секция или тот приёмник (№1), в цепи которых установлена катушка реле и отключается та секция или тот приёмник (№2), в цепи которых находится его размыкающий контакт.

Если блокировочное реле имеет регулируемую уставку, то отключение секции или приёмника №2 происходит при достижении током в секции или приёмнике №1 заданного значения. Секция или приёмник №2 подключаются к напряжению при снижении тока в секции или приёмнике №1 до величины уставки, умноженной на коэффициент возврата реле, без выдержки времени.

При использовании одного реле эффект получается сходный с тем, который имеет место при использовании реле приоритета: более высокий приоритет будет у секции или электрического приёмника, в цепи которых включена катушка реле.

Если установить блокировочные реле в обеих секциях или в цепи питания двух приёмников по перекрёстной схеме, то останется работать та (тот), которая (который) были включены первыми.

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

Что такое временное технологическое присоединение?

Временным технологическим присоединением является технологическое присоединение ЭПУ по третьей категории надежности электроснабжения на уровне напряжения ниже 35 кВ, осуществляемое на ограниченный период времени для обеспечения электроснабжения ЭПУ. Для осуществления временного технологического присоединения необходимо одновременное соблюдение следующих условий:

наличие у заявителя заключенного с сетевой организацией договора (за исключением случаев, когда энергопринимающие устройства являются передвижными и имеют максимальную мощность до 150 кВт включительно);

временное технологическое присоединение осуществляется для электроснабжения энергопринимающих устройств по третьей категории надежности электроснабжения. Проект договора и ТУ на временное технологическое присоединение подлежит направлению в адрес заявителей в течение 10 рабочих дней со дня получения заявки от заявителя. Мероприятия по технологическому присоединению, отнесенные к обязанностям СО, осуществляются в течение 15 рабочих дней. Энергоснабжение энергопринимающих устройств, технологическое присоединение которых осуществлено по временной схеме электроснабжения, осуществляется:

до наступления срока технологического присоединения с применением постоянной схемы энергоснабжения, установленного договором. Если в соответствии с договором мероприятия по технологическому присоединению реализуются поэтапно, энергоснабжение энергопринимающих устройств по временной схеме электроснабжения осуществляется до завершения того из этапов, на котором будет обеспечена возможность электроснабжения таких энергопринимающих устройств с применением постоянной схемы электроснабжения на объем максимальной мощности, указанный в заявке, направляемой заявителем в целях временного технологического присоединения;

в случаях, когда энергопринимающие устройства являются передвижными и имеют максимальную мощность до 150 кВт включительно, на срок до 12 месяцев. При временном технологическом присоединении заявителем самостоятельно обеспечивается проведение мероприятий по возведению новых объектов электросетевого хозяйства от существующих объектов электросетевого хозяйства сетевой организации до присоединяемых энергопринимающих устройств.

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
( 1 оценка, среднее 5 из 5 )
Загрузка ...