Уровень напряжения нн что это

Тарифный уровень напряжения

Предприятия и организации на территории России работают и зачастую не имеют полной информации о возможностях снижения себестоимости производимой продукции. Одной из важнейших статей себестоимости продукции является затраты на покупку электрической энергии

Предприятия и организации на территории России работают и зачастую не имеют полной информации о возможностях снижения себестоимости производимой продукции. Одной из важнейших статей себестоимости продукции является затраты на покупку электрической энергии и мощности. Однако, несмотря на кажущуюся сложность вопроса, цену покупки электрической энергии для предприятия возможно снизить.
Для этого необходимо разбираться (хотя бы в общих чертах) об особенностях формирования тарифов для предприятий. В этой статье мы рассмотрим один из основных вопросов формирования стоимости электроэнергии для предприятий — что такое тарифный уровень напряжения. Именно от этого показателя в значительной степени зависит конечная цена энергоснабжения любой организации и предприятия.
Физический и расчетный (тарифный) уровень напряжения — различные понятия. Физический уровень напряжения — это величина фактического напряжения на границе балансовой принадлежности потребителя и электросетевой компании, а тарифный уровень — то значение, которое использует поставщик электрической энергии для определения стоимости.
Вообще, как в физическом, так и в тарифном уровне различают следующие виды: ВН, СН1, СН2 и НН.
ВН (высокий уровень) и СН 1 (среднее первое) встречается у крупных промышленных потребителей, имеющих на балансе значительное количество линий электропередач и трансформаторных подстанций. Потребление электроэнергии у таких предприятий, как правило, очень значительное, и составляет от 100 тысяч кВт.ч. в месяц и более
Уровень напряжения СН2 (среднее второе) и НН (низкий уровень) — это один из наиболее часто встречающихся уровней напряжения. Указанные показатели бывают, как правило, у потребителей с потреблением электрической энергии от 20 до 500 тыс. кВт.ч. в месяц. Однако, бывают и исключения.
Правильное определение тарифного уровня напряжения позволяет не переплачивать в адрес поставщика. Хотя, справедливости ради, стоит отметить, что гарантирующий поставщик, получив денежные средства от потребителей за электрическую энергию, большую часть «раздает» другим участникам рынка электроэнергии и мощности. В частности, более половины платежа приходится на электросетевые компании, тариф который устанавливается государством и зависит от уровня напряжения.
Таким образом, корректное определение тарифного уровня напряжения позволяет потребителям не переплачивать и снижать расходы, тем самым снижая себестоимость и повышать конкурентоспособность продукции.

Уровень напряжения нн что это

Задачи нормирования уровня напряжения в распределительных сетях и взаимодействия в этом плане субъектов электроэнергетики решаются непрерывно и параллельно с развитием электроэнергетического комплекса. Выход в свет ГОСТ Р 54149-2010 «Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения» [1] вводит совершенно новые принципы нормирования отклонения напряжения.
Наши московские авторы в своем материале анализируют возможность выполнения норм этого стандарта в точках передачи электроэнергии.

ДОПУСТИМЫЕ ОТКЛОНЕНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ В ТОЧКАХ ПЕРЕДАЧИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
Взаимодействие субъектов электроэнергетики в свете требований нового стандарта

Валентина Суднова, к.т.н., старший научный сотрудник АНО «ЭлектроСертификация»
Илья Карташев, к.т.н., ведущий научный сотрудник НИУ «МЭИ»
Владимир Тульский, к.т.н., зам. заведующего кафедрой электроэнергетических систем НИУ «МЭИ»
Всеволод Козлов, начальник отдела
ООО «НИЦ Тест-Электро», г. Москва

Требования к отклонению напряжения выдвигались еще в конце XIX – начале XX веков. Так, в [2] описывается ситуация, когда из-за низкого напряжения невозможно было обеспечить нормальную работу дуговых ламп. Позднее опытным путем была установлена связь между потребляемой мощностью и производительностью электроприемников. Например, в [3] показаны результаты испытания электрических ламп накаливания (рис. 1), из которых видно, что с ростом напряжения увеличивается световой поток, но снижается продолжительность работы ламп, и наоборот.

Рис. 1. Результаты испытаний ламп накаливания, полученные в 1915 году

Дальнейшее обсуждение специалистами данного вопроса привело к тому, что в 1933 году появляется отраслевой стандарт № 569, утвержденный Постановлением Комитета по стандартизации при Совете Труда и Обороны, согласно которому допустимые отклонения напряжения от нормального при эксплуатации в электрических установках не должны превышать ± 5% [4]. Позднее эти требования нашли свое отражение в государственных стандартах качества электрической энергии, принятых в 1967, 1987 и 1997 годах. При этом важно отметить, что всегда обеспечивались следующие условия:

1. Отклонение напряжения нормировалось на выводах электроприемников (ЭП).
2. При определении нормальных уровней отклонения напряжения учитывалась эффективность работы конечных ЭП (продолжительность работы, коэффициент полезного действия, производительность установки и т.п.)

ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ НОВОГО ГОСТА

Новый ГОСТ Р 54149-2010 «Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения» [1] введен в Российской Федерации с 01.01.2013 взамен ГОСТ 13109-97 [5].

В преамбуле к [1] сказано, что в нем «учтены основные нормативные положения европейского стандарта «Характеристики напряжения электричества, поставляемого общественными распределительными сетями» (EN 50160:2010 «Voltage characteristics of electricity supplied by public distribution networks»)» [6].

В [7] достаточно подробно проанализированы характеристики качества электроэнергии и их нормы по EN 50160:2010 и ГОСТ Р 54149-2010.

Целесообразно на конкретном примере проанализировать возможность выполнения норм по отклонениям напряжения в точках передачи электроэнергии (ТПЭ) субъектов электроэнергетики в соответствии с [1].

Область применения [1] – это «показатели и нормы качества электрической энергии (КЭ) в точках передачи электрической энергии (ТПЭ) пользователям электрических сетей низкого, среднего и высокого напряжения систем электроснабжения общего назначения переменного трехфазного и однофазного тока частотой 50 Гц».

Уровни номинального напряжения согласно [1]:

• низкое (НН) – напряжение, номинальное среднеквадратическое значение U _ном которого не превышает 1 кВ;
• среднее (СН) – 1 кВ ≤ U _ном ≤ 35 кВ;
• высокое (ВН) – 35 кВ U _ном ≤ 220 кВ.

Область применения [6] (дословный перевод): «В EN 50160 указаны основные параметры напряжения и диапазоны допустимых отклонений в заданной точке соединения (сцепления – coupling) в системах распределения электроэнергии низкого напряжения (НН) и среднего напряжения (СН) при нормальных условиях эксплуатации. В этом контексте НН означает, что междуфазное номинальное напряжение не превышает 1000 В, а СН означает, что междуфазное номинальное напряжение составляет от 1 до 35 кВ включительно».

Таким образом, в [1] устанавливаются нормы КЭ в ТПЭ сетей ВН, СН и НН, а в [6] – диапазоны допустимых отклонений КЭ в ТПЭ сетей СН и НН.

ТОЧКИ ПЕРЕДАЧИ

Согласно [1], точка передачи электрической энергии – это «точка электрической сети, соответствующая границе разграничения собственности электрических сетей сетевой организации, потребителя и/или другой сетевой организации, устанавливаемая в договоре между сторонами для передачи электрической энергии пользователю электрической сети», что по смыслу соответствует точке соединения (сцепления) в [6].

На рис. 2 представлена принципиальная схема региональной электрической сети. Принадлежность электросетей: ФСК ЕЭС, МРСК, территориальная сетевая организация (ТСО), исполнитель коммунальных услуг – управляющая компании (УК).

Рис. 2. ТПЭ в региональной электрической сети

Потребителями услуги по передаче ЭЭ в этом случае выступают:

1. УК, в ведении которой находятся сети от ВРУ 0,4 кВ здания (ТПЭ-1) до этажного распределительного щитка – сети НН;
2. ТСО, в ведении которой согласно Акту балансового разграничения находятся сети от мест крепления кабельных наконечников к конечной ошиновке ячеек фидеров РУ 10 кВ (ТПЭ-2) до ВРУ 0,4 кВ зданий – сети СН;
3. сетевая организация (СО) уровня МРСК, в ведении которой находятся сети ВН и ТПЭ-3 – шины 110 кВ.

ТПЭ-1, ТПЭ-2, ТПЭ-3 – это точки, в которых должны соблюдаться требования [1] в отношении показателя качества электроэнергии (ПКЭ), т.е. «медленные изменения напряжения электропитания»: отрицательное δ U _(–) и положительное δ U ₍₊₎ отклонения напряжения от номинального/согласованного значения в точке передачи электрической энергии.

В ТПЭ-1 (сеть НН) отрицательное δ U _(–) и положительное δ U ₍₊₎ отклонения не должны превышать 10% номинального [1].

В ТПЭ-2 (сеть СН) δ U _(–) и δ U ₍₊₎ не должны превышать 10% от согласованного значения напряжения в ТПЭ (согласованное напряжение электропитания U С – напряжение, отличающееся от стандартного номинального напряжения сети по [8], согласованное для конкретного пользователя электрической сети при технологическом присоединении в качестве напряжения электропитания [1]).

Таким образом, в [1] устанавливаются одинаковые требования к допустимому диапазону отклонений напряжения для смежных субъектов электроэнергетического рынка: ±10% в ТПЭ.

Уровень ТПЭ-3 в отношении требований к δ U _(–) и δ U ₍₊₎ для сети на рис. 2 не рассматривается, т.к. магистральные сети не относятся к системе электроснабжения общего назначения – «совокупность электроустановок и электрических устройств, предназначенных для обеспечения электрической энергией различных потребителей электрических сетей» [1].

Кроме того, в соответствии с п. 6.3.12 [9] должны обеспечиваться режимы напряжения в сети:

• в ТПЭ–3 необходимый запас устойчивости энергосистемы в узлах нагрузки магистральных сетей по [10];
• в ТПЭ–2 соответствие уровня напряжения значениям, допустимым для оборудования электрических станций и сетей с учетом допустимых эксплуатационных повышений напряжения промышленной частоты на электрооборудовании (в соответствии с данными заводов-изготовителей и циркуляров);
• в ТПЭ–1 соответствие показателей напряжения требованиям государственного стандарта.

ДИАПАЗОНЫ ОТКЛОНЕНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ

В качестве примера необходимо оценить, какими должны быть границы диапазона отклонений напряжения в ТПЭ-2 для обеспечения ±10% от номинального значения в ТПЭ-1, т.е. чтобы в первую очередь были выполнены требования в отношении допустимых отклонений для ЭП, присоединенных к сетям 0,38 кВ.

Границы допускаемого диапазона отклонений напряжения для режимов наибольшей (НБ) и наименьшей (НМ) нагрузок I(II) определяются по [11]:

,

где Е _т – добавка напряжения на трансформаторе 10/0,4 кВ, соответствующая регулировочному ответвлению (принимается 5%);
Δ U _тр – относительное значение потерь напряжения в трансформаторе 10/0,4 кВ (принимается 4%).

Допустимые потери напряжения в линиях, учитывая опыт проектирования и эксплуатации электрических сетей, принимаются согласно [5]:

• от шин ТП до ближайшего ВРУ БЛ в сети 0,4 кВ – 2%, до удаленного ВРУ УД – 6%.

• в кабельных линиях – 6%;
• в воздушных линиях – 8%.

Для режима НМ нагрузок допустимые потери напряжения принимаются на 25% меньше, чем для режима НБ нагрузок.

Результаты расчета допустимых диапазонов отклонений напряжения в ТПЭ-2 и в ТПЭ-1 для режимов НБ и НМ нагрузки иллюстрирует диаграмма на рис. 3.

Рис. 3. Расчетные диапазоны допустимых отклонений напряжения для режимов НБ и НМ нагрузки в ТПЭ-2 (шины РУ 10 кВ) и в ТПЭ-1

В ТПЭ-2 полученный диапазон δ U (+1%…+17%) проверяется по техническим требованиям: первое – допустимое рабочее напряжение и второе – диапазон регулирования напряжения устройством РПН.

В нормальном режиме напряжение на любых элементах электропередачи не должно повышаться сверх наибольшего рабочего, под которым следует понимать длительно допускаемое напряжение, т.е. без ограничения времени воздействия, безопасное для изоляции [9].

Для электрической сети напряжением 10 кВ наибольшее длительно допускаемое рабочее напряжение составляет 11,5 кВ, т.е. 115% от согласованного значения напряжения 10 кВ.

У двухобмоточных трансформаторов 110/6(10) кВ с устройством РПН диапазон регулирования напряжения обычно составляет ±16% (1,78 × ±9 ступеней) от номинального значения (110 кВ). Такие пределы отвечают границам полученного расчетного диапазона напряжений.

Следовательно, с учетом первого требования в часы НБ нагрузок в ТПЭ-2 необходимо обеспечивать такой режим напряжений, чтобы δ U не выходили за пределы +1% и +15% от согласованного значения, в рассматриваемом случае равного 10 кВ.

Расчетные допустимые уровни напряжения на шинах 10 кВ ПС110/10 (ТПЭ-2) приведены на рис. 4.

Рис. 4. Допустимые уровни напряжения на шинах РУ 10 кВ (ТПЭ-2)

Определим диапазон δ U на шинах ВРУ 0,4 кВ в случае, если в ТПЭ-2 смежными сетевыми организациями согласовывается напряжение U С = 10 кВ и по [1] δ U _(–) и δ U ₍₊₎ не должны превышать 10% от U С .

В ТПЭ-1 согласно рис. 3 диапазон δ U в часы НБ нагрузок составляет от –21 до +3%, а НМ: от –17 до +6% от номинального напряжения 380 В, т.е. границы диапазона ±10%, которые устанавливаются в [1], в ТПЭ-1 не обеспечиваются.

Следовательно, чтобы обеспечить в ТПЭ-1 показатели δ U _(–) и δ U _(+), равные –10…+10% (U С = 10 кВ), диапазон регулирования δ U на шинах 10 кВ (ТПЭ-2) должен быть +1…+15%, диапазон изменения напряжения в этом случае от 10,1 до 11,5 кВ.

Проверим, будут ли обеспечиваться показатели δ U , равные ±10%, в ТПЭ-1 при U С = 11,2 кВ и U С = 10,4 кВ в ТПЭ-2. Результаты представлены в табл. 1.

Таблица 1. Проверка обеспечения норм для δU в ТПЭ-1 при различных значениях U_C

UC, кВ	Диапазон изменения напряжения на шинах РУ 10 кВ (ТПЭ-2)	Обеспечение допустимых значений показателей δU(–) и δU(+) в ТПЭ-1
10	9,0 кВ…11,0 кВ	Не обеспечивается δU(–)
10,4	9,5 кВ…11,5 кВ	Не обеспечивается δU(–)
11,2	10,1 кВ…12,3 кВ	Не обеспечивается δU(+)

Осложнить ситуацию может и использование на подстанции уровня ТПЭ-2 трехобмоточных трансформаторов, т.к. регулирование напряжения трехобмоточным трансформатором отличается от регулирования двухобмоточным.

На трехобмоточных трансформаторах регулирование может осуществляться по напряжению одной из обмоток вторичного напряжения, например, по напряжению обмотки 6,3 кВ. Изменение напряжения в сети 10 кВ зависит от закона регулирования в сети 6 кВ, который должен удовлетворять условиям работы ЭП, подключенных к трансформаторам 10/0,4 кВ и 6/0,4 кВ [1].

МЕХАНИЗМ ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ СЕТЕВЫХ ОРГАНИЗАЦИЙ

Рассмотренные выше диапазоны допустимых отклонений напряжения в ТПЭ-1 и в ТПЭ-2 позволяют сделать некоторые выводы:

1. Механизм взаимодействия между смежными сетевыми организациями – утверждение величины согласованного напряжения U C , предлагаемый в [1], не работает, т.к. невозможно подобрать значение U C , при котором интервал 90–110% будет таким же, как интервал 101–115% от U C = 10 кВ, обеспечивающим в ТПЭ-1 δ U = ±10%. Одним лишь введением величины согласованного напряжения U C при взаимодействии субъектов рынка электроэнергии не обойтись.
2. Единственным решением в данном случае будет внесение в договоры поставки электроэнергии определенного диапазона δ U от величины U C , в рамках которого вышестоящая СО будет поддерживать величину отклонения напряжения с помощью своих средств регулирования напряжения.
   Допустимый диапазон δ U в ТПЭ субъектов электроэнергетики должен рассчитываться в каждом конкретном случае на основании данных о величине потерь напряжения и проверяться по техническим условиям.
3. Органы по сертификации электроэнергии должны осуществлять анализ протоколов испытаний электроэнергии по показателю δ U с учетом их допустимых диапазонов изменения в вышеуказанных ТПЭ.

ДОПУСТИМЫЙ УРОВЕНЬ НАПРЯЖЕНИЯ ДЛЯ ЭЛЕКТРОПРИЕМНИКОВ

В отличие от [5] требования к допустимым отклонениям напряжения в [1] отнесены не к зажимам ЭП, а к ТПЭ.

Относительно ЭП сказано, что «в электрической сети потребителя должны быть обеспечены условия, при которых отклонения напряжения питания на зажимах электроприемников не превышают установленных для них допустимых значений при выполнении требований настоящего стандарта к КЭ в точке передачи электрической энергии».

При возможном напряжении в ТПЭ, равном 90% U _ном, для промышленного потребителя, в чьем электрохозяйстве есть, по меньшей мере, трансформаторы с переключением без возбуждения, обеспечить условия для ЭП еще представляется возможным. А вот для бытового потребителя «обеспечить условия, при которых отклонения напряжения питания на зажимах электроприемников не превышают установленных для них допустимых значений при выполнении требований ГОСТ Р 54149 к качеству электроэнергии в ТПЭ», например во внутридомовой сети, когда ТПЭ – это шины ВРУ 0,4 кВ, становится технической задачей, которую он, по сути, и не должен решать, и на его стороне закон РФ «О защите прав потребителя».

И самым простым для потребителей – юридических лиц – в таком случае будет организационное решение, т.е. фиксирование в договоре энергоснабжения с энергосбытовой организацией определенного диапазона отклонения напряжения в ТПЭ, учитывающего фактическую величину потери напряжения в сети потребителя – от вводного устройства до наиболее удаленного ЭП.

Из всего сказанного выше следует, что обеспечение норм качества ЭЭ на выводах конечных ЭП по-прежнему остается точкой отсчета во-первых, при определении диапазонов отклонения напряжения в других характерных точках распределительных сетей, в т.ч. и в ТПЭ, и, во-вторых, для определения закона регулирования напряжения в центре питания.

ЛИТЕРАТУРА

1. ГОСТ Р 54149-2010. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения.
2. Электрическое освещение города Казани // Электричество. 1907. № 11. С. 382–385.
3. Результаты испытания металлических ламп накаливания // Электричество. 1915. № 11. С. 257.
4. Постановление Комитета по стандартизации при Совете Труда и Обороны // Электричество. 1933. № 7. С. 54.
5. ГОСТ 13109-97. Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения.
6. EN 50160-2010. Voltage characteristics of electricity supplied by public distribution networks.
7. Вагин Г. Я. Комментарий к новому стандарту на качество электрической энергии ГОСТ Р 54149-2010 и сопровождающим его стандартам / Г. Я. Вагин // Промышленная энергетика. 2013. № 1. С. 39–43.
8. ГОСТ 29322-92. Стандартные напряжения.
9. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей в Российской Федерации / М-во топлива и энергетики РФ, РАО «ЕЭС России»: РД 34.20.501-95. – 15-е изд., перераб. и доп. М.: СПО ОРГРЭС, 1996.
10. СО 153-34.20.576-2003. Методические указания по устойчивости энергосистем.
11. ГОСТ Р 53333-2008. Контроль качества электрической энергии.

© ЗАО «Новости Электротехники»
Использование материалов сайта возможно только с письменного разрешения редакции
При цитировании материалов гиперссылка на сайт с указанием автора обязательна

Выбор ценовой категории электроэнергии

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.

Тарифные параметры электрической энергии

На стоимость электрической энергии кроме ценовой категории влияют и другие параметры, например, диапазон мощности и уровень напряжения.

Присоединенная мощность

Существует 3 группы потребителей в зависимости от максимальной присоединенной мощности:

• Первая группа – от 10 МВт
• Вторая группа – от 670 кВт до 10 МВт
• Третья группа – до 670 кВт

С 2012 года все мощные потребители (потребители первой и второй группы) принудительно переведены на почасовой учет, т.е. такие потребители в ценовых зонах не могут выбрать ни первую, ни вторую ценовую категории. А в неценовых зонах они могут оплачивать электроэнергию только по четвертой или шестой ценовым категориям.

Уровни напряжения

По уровням напряжения также установлена градация потребителей:

• ГН – потребители, присоединенные непосредственно от генерирующей компании;
• ВН (высокое напряжение) – присоединение на сетях 110кВ и выше;
• СН1 (среднее первое напряжение) – присоединение на сетях от 35кВ, но не более 110кВ;
• СН2 (среднее второе напряжение) – присоединение на сетях от 1кВ, но не более 35кВ;
• НН (низкое напряжение) – присоединение на сетях до 1кВ.

Чем выше уровень напряжения, тем ниже тариф. Это связано с тем, что на низких уровнях напряжения выше потери электроэнергии. Существенные потери также возникают при трансформации на пониженное напряжение.

Уровень напряжения определяется на границе балансовой принадлежности (указан в акте технологического присоединения).

Ценовые категории для потребителей электрической энергии

В соответствии с Постановлением Правительства РФ № 442 от 04 мая 2012 г. «О функционировании розничных рынков электрической энергии, полном и (или) частичном ограничении режима потребления электрической энергии» в рамках розничного рынка электрической энергии принято шесть ценовых категорий электроэнергии: для предприятий мощностью до 670 кВт предусмотрено шесть вариантов тарифов на электроэнергию (от первой до шестой ценовой категории), а для предприятий мощностью свыше 670 кВт — четыре варианта (с третьей по шестую ценовую категорию).

Первая ценовая категория (1 ЦК)

Первая ценовая категория (1 ЦК) – для объемов покупки электрической энергии (мощности), учет которых осуществляется в целом за расчетный период

Вторая ценовая категория (2 ЦК)

Вторая ценовая категория (2 ЦК) – для объемов покупки электрической энергии (мощности), учет которых осуществляется по зонам суток расчетного периода

Третья ценовая категория (3 ЦК)

Третья ценовая категория (3 ЦК) – для объемов покупки электрической энергии (мощности), в отношении которых осуществляется почасовой учет, но не осуществляется почасовое планирование, а стоимость услуг по передаче электрической энергии определяется по тарифу на услуги по передаче электрической энергии в одноставочном выражении

Четвертая ценовая категория (4 ЦК)

Четвертая ценовая категория (4 ЦК) – для объемов покупки электрической энергии (мощности), в отношении которых осуществляется почасовой учет, но не осуществляется почасовое планирование, а стоимость услуг по передаче электрической энергии определяется по тарифу на услуги по передаче электрической энергии в двухставочном выражении

Пятая ценовая категория (5 ЦК)

Пятая ценовая категория (5 ЦК) – для объемов покупки электрической энергии (мощности), в отношении которых за расчетный период осуществляются почасовое планирование и учет, а стоимость услуг по передаче электрической энергии определяется по тарифу на услуги по передаче электрической энергии в одноставочном выражении

Определение тарифного уровня напряжения при непосредственном техприсоединении потребителя электроэнергии к сетям ТСО

требуется определить тарифный уровень (диапазон, класс) напряжения (ТУН), на котором подключён потребитель электроэнергии к сетям ТСО, так как по тарифному уровню напряжения, идентифицируется величина тарифа на передачу электроэнергии или величина предельных уровней нерегулируемых цен на электроэнергию, включающих в себя тариф на передачу электроэнергии.

По моему мнению, при идентификации тарифного уровня (диапазона) напряжения, предопределяющего размер тарифа на услуги по передаче, необходимо учитывать следующие обстоятельства:

1. Понятия «уровень напряжения» и «напряжения» — это разные понятия
2. Понятия «фактический уровень напряжения» и «фактическое напряжение» — это разные понятия
3. При определении фактического уровня напряжения необходимо учитывать, где находится граница балансовой принадлежности (далее по тексту – ГБП): на «источнике питания» или нет?
4. Алгоритм определения применяемой для расчётов величины тарифа на передачу электроэнергии, при непосредственном подключении энергопринимающих устройств (далее по тексту – ЭПУ) потребителя к объектам электросетевого хозяйства ТСО

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.

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.

Классификация ВЛ

По напряжению ЛЭП могут быть:

1. Низковольтными, на 0,4 киловольта, передающими электроэнергию в пределах небольших населённых пунктов.
2. Средними, на 6 или на 10 киловольт, передающими электричество на расстояние менее 10 км.
3. Высоковольтными, на 35 киловольт, для электроснабжения небольших городов или посёлков.
4. Высоковольтными, на 110 киловольт, распределяющими электричество между городами.
5. Высоковольтными, на 150 (220, 330, 500, 750) кВ, передающими энергию на дальние расстояния.

Самое высокое напряжение на ЛЭП составляет 1150 киловольт.

Сети железных дорог

Около 7% электроэнергии, вырабатываемой на электростанциях России, передаётся по трассам ВЛ на объекты ЖД. В целом, длина железнодорожного полотна составляет 43 тысячи километров. Из них 18 тысяч км питаются постоянным током напряжением в 3 000 Вольт, а остальные 25 тысяч км работают на переменном токе напряжением в 25 000 Вольт.

Энергия электрифицированных дорог используется не только для движения поездов. Ею питают промышленные предприятия, населенные пункты, другие объекты недвижимости, расположенные вдоль железных дорог или в непосредственной близости к магистралям. По статистике, более половины электроэнергии контактной сети ЖД расходуется на электроснабжение объектов, не включенных в транспортную инфраструктуру.

750-1150 кВ

ВЛ ультравысокого напряжения. Область применения таких ЛЭП от 750 до 1150 кВ аналогична ВЛ сверхвысокого напряжения.

Линии ультравысокого напряжения тянут по П или V-образным стальным опорам. Они имеют от 4 до 8 проводов на одной фазе и от 20 изоляторов на подвесной гирлянде.

Компания “Энергопоставшик” оказывает услуги проектирования, строительства и реконструкции ЛЭП до 35 кВ. Мы также принимаем заказы на поставку траверс для изоляторов и других металлоконструкций для низковольтных и высоковольтных линий различного класса. Звоните!

Классификация электрических сетей для классов напряжения

Классы напряжения классифицируют следующим образом:

• в зависимости от области применения и назначения;
• согласно масштабным признакам и размерам сети;
• по роду тока.

Согласно первому пункту, существуют сети:

1. Общего назначения (снабжение электричеством в бытовом, промышленном, сельскохозяйственном и транспортном формате).
2. Автономного электроснабжения (для мобильных и автономных объектов, таких как, суда, космические аппараты и др.).
3. Технологических объектов (для производственных объектов, а также других инженерных сетей).
4. Контактные (с целью передачи электроэнергии на транспортные средства, например, локомотивы или трамваи).

Согласно второму пункту, сети бывают:

1. Магистральными (для связи отдельных регионов с центрами потребления, характеризуются высоким и сверхвысоким уровнями напряжения, а также большими потоками мощности).
2. Региональными (питаются от магистральных сетей и ориентированы на обслуживание крупного потребителя (город, район и т.д.), характеризуются средним и высоким уровнями напряжения, потоки мощности при этом большие).
3. Районными (питание осуществляется от региональных сетей, собственных источников питания обычно не имеют, ориентированы на обслуживание малого и среднего потребителя), характеризуются низким и средним уровнями напряжения, а также незначительными потоками мощности;
4. Внутренними (их задача заключается в распределении электроэнергии на небольших пространствах (в пределах города или отдельно взятого района), иногда имеют собственный (резервный) источник питания, характеризуются незначительными потоками мощности и низким уровнем для напряжения).
5. Сетями самого нижнего уровня (электрическая проводка), питают отдельное здание, цех или помещение, речь идет о малых потоках мощности и низком уровне (бытовом) напряжения.

Согласно третьему пункту, ток бывает:

• переменным трехфазным (передача тока идет по трем проводам со смещением фазы переменного тока в каждом из них на 120 градусов относительно других), каждый провод в нем считается фазой с определенным напряжением, выступающей в роли 4-го проводника;
• переменным однофазным (ток передается по двум проводам за счет бытовой электропроводки от подстанции или распределительного щита);
• постоянным током (для некоторых сетей автономного электроснабжения и ряда специальных сетей сверхвысокого напряжения).

Мощность трехфазного переменного тока выражается формулами:

Где $U$ и $I$ — это линейное напряжение и ток соответственно, а $\varphi$ — угол сдвига фаз между векторами напряжений и токов для одноименных фаз.