Приложение N 1. Требования к составу и объему расчетов, составу и содержанию работ, выполняемых в рамках разработки схемы выдачи мощности

1. При разработке схемы выдачи мощности необходимо:

провести краткий анализ существующего баланса мощности и электрической энергии энергорайона, территориальной энергосистемы и (или) объединенной энергосистемы, на территории которого(ой) планируется строительство (реконструкция, увеличение максимальной мощности) объекта по производству электрической энергии (далее - энергорайон), и разработать основные показатели развития электроэнергетики энергорайона с оценкой уровня потребления электрической мощности в отдельных узлах, предельных параметров суточного графика потребления мощности энергосистемы - максимум и минимум потребления мощности для характерных режимов (летнего, зимнего, периода паводка, половодья), балансов мощности и электрической энергии. При разработке схемы выдачи мощности объекта по производству электрической энергии, влияющего на режим работы прилегающего энергорайона, должны также рассматриваться балансы мощности и электрической энергии прилегающих энергорайонов;

разработать балансы мощности и электрической энергии энергорайона с учетом строительства (реконструкции, увеличения максимальной мощности) объекта по производству электрической энергии, а также с учетом очередности строительства (реконструкции) иных объектов по производству электрической энергии, очередности и объема мероприятий по строительству (реконструкции, модернизации) электрических сетей.

Проведение указанного в настоящем пункте анализа существующего баланса мощности и электрической энергии энергорайона и разработка балансов мощности и электрической энергии энергорайона должны осуществляться:

на год ввода в работу в составе энергосистемы (далее - год ввода в работу) каждого энергоблока, турбогенератора, гидроагрегата или этапа (очереди) строительства (реконструкции, технологического присоединения) объекта по производству электрической энергии, связанного с увеличением его максимальной мощности (далее - единица генерирующего оборудования);

на перспективу 5 лет начиная с указанной в техническом задании планируемой даты ввода в работу в составе энергосистемы последней единицы генерирующего оборудования в случае, если указанный пятилетний период не превышает период, на который разработаны схема и программа развития электроэнергетических систем России (до утверждения таких схемы и программы в 2023 г. (в отношении технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем в 2024 г.) - схема и программа развития Единой энергетической системы России (схема и программа развития электроэнергетики соответствующего субъекта Российской Федерации - для технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем), являющиеся актуальными на дату утверждения технического задания на разработку схемы выдачи мощности (далее - расчетный период схемы и программы развития), либо на последний год расчетного периода схемы и программы развития, актуальных на дату утверждения технического задания на разработку схемы выдачи мощности, в случае, если планируемые годы ввода в работу последующих единиц генерирующего оборудования выходят за пределы расчетного периода схемы и программы развития (далее - перспектива 5 лет).

2. При разработке схемы выдачи мощности должны быть определены режимы работы объекта по производству электрической энергии, учитывающие предельные параметры суточного графика потребления мощности энергосистемы - максимум и минимум потребления мощности для характерных режимов (летнего, зимнего, периода паводка/половодья).

3. При разработке схемы выдачи мощности должен быть проведен анализ режима работы основной электрической сети напряжением 110 кВ и выше (в случае если схемой выдачи мощности предусматривается выдача мощности объекта по производству электрической энергии в электрическую сеть напряжением 6 - 35 кВ - также электрической сети напряжением 6 - 35 кВ соответственно) (далее - электрическая сеть напряжением (6 - 35) 110 кВ и выше) энергорайона на основании фактического баланса мощности и электрической энергии и параметров электроэнергетического режима за дни контрольных замеров.

С учетом результатов указанного анализа и расчетов, проводимых в соответствии с требованиями настоящего приложения, должна быть разработана схема электрической сети напряжением (6 - 35) 110 кВ и выше энергорайона на год ввода в работу каждой единицы генерирующего оборудования и перспективу 5 лет и определены варианты развития электрической сети напряжением (6 - 35) 110 кВ и выше, обеспечивающие выдачу мощности объекта по производству электрической энергии (каждой единицы генерирующего оборудования).

4. При определении технических мероприятий по строительству (реконструкции, модернизации) электрических сетей должна быть учтена очередность ввода каждой единицы генерирующего оборудования, а также этапы пусконаладочных работ и комплексных испытаний каждой единицы генерирующего оборудования, графики набора мощности энергоблоками атомных электростанций до их ввода в промышленную эксплуатацию.

5. Для определения основных технических решений по выдаче мощности объекта по производству электрической энергии при разработке схемы выдачи мощности должны быть проведены расчеты электроэнергетических режимов для нормальной и основных ремонтных схем, а также нормативных возмущений в указанных схемах в соответствии с требованиями к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок "Методические указания по устойчивости энергосистем", утвержденными приказом Минэнерго России от 3 августа 2018 г. N 630 (зарегистрирован Минюстом России 29 августа 2018 г., регистрационный N 52023) (далее - Методические указания по устойчивости энергосистем).

При проведении расчетов электроэнергетических режимов необходимо учитывать существующие устройства сетевой автоматики и устройства (комплексы) противоаварийной автоматики (далее - ПА), установленные на объектах электроэнергетики классом напряжения (6 - 35) 110 кВ и выше энергорайона.

При анализе перспективных режимов работы электрических сетей и формировании требований к пропускной способности электрической сети напряжением (6 - 35) 110 кВ и выше энергорайона необходимо рассматривать режимы зимнего максимума потребления мощности, зимнего минимума потребления мощности, летнего максимума потребления мощности и летнего минимума потребления мощности. Результаты расчетов должны быть представлены в табличной и графической формах.

Для схем выдачи мощности гидроэлектростанций, имеющих максимальную располагаемую мощность в паводковый период, также должны быть рассмотрены режимы минимума и максимума потребления мощности в период паводка (половодья).

6. При выполнении расчетов электроэнергетических режимов и определении основных технических решений по выдаче мощности объекта по производству электрической энергии мощность объекта по производству электрической энергии, для которого осуществляется разработка схемы выдачи мощности, нагрузка иных существующих и планируемых к строительству (реконструкции) электростанций энергорайона должны определяться с соблюдением требований, установленных настоящим пунктом.

Мощность объекта по производству электрической энергии, для которого осуществляется разработка схемы выдачи мощности (для атомных, тепловых электростанций, гидроэлектростанций и ветровых электростанций (далее - АЭС, ТЭС, ГЭС и ВЭС соответственно) для режимов зимнего максимума потребления мощности, зимнего минимума потребления мощности, летнего максимума потребления мощности, летнего минимума потребления мощности и режимов максимума и минимума потребления мощности в период паводка (половодья) должна приниматься равной максимальной располагаемой мощности.

Мощность солнечной электростанции (далее - СЭС), для которой осуществляется разработка схемы выдачи мощности, для режимов зимнего максимума потребления мощности, летнего максимума потребления мощности и режима максимума потребления мощности в период паводка (половодья) должна приниматься равной максимально располагаемой мощности, а для режимов летнего минимума потребления мощности, зимнего минимума потребления мощности и минимума потребления мощности в период паводка (половодья) должна приниматься равной нулю.

Для существующих электростанций энергорайона в составе Единой энергетической системы России:

нагрузка АЭС, ТЭС, ГЭС и ВЭС в режимах зимнего максимума потребления мощности, зимнего минимума потребления мощности, летнего максимума потребления мощности, летнего минимума потребления мощности, режимах минимума и максимума потребления мощности в период паводка (половодья) должна приниматься равной их характерной нагрузке для соответствующего режима, определяемой как абсолютная суммарная максимальная нагрузка указанного типа электростанций энергорайона для соответствующего режима за последние пять лет;

нагрузка СЭС для режимов зимнего максимума потребления мощности, летнего максимума потребления мощности и максимума потребления мощности в период паводка (половодья) должна приниматься равной их характерной нагрузке для соответствующего режима, определяемой как абсолютная суммарная максимальная нагрузка указанного типа электростанций энергорайона для соответствующего режима за последние пять лет, а для режимов летнего минимума потребления мощности, зимнего минимума потребления мощности и минимума потребления мощности в период паводка (половодья) - приниматься равной нулю.

Для планируемых к строительству (реконструкции) электростанций (за исключением объекта по производству электрической энергии, для которого осуществляется разработка схемы выдачи мощности) энергорайона в составе Единой энергетической системы России:

характерная нагрузка для АЭС, ТЭС, ГЭС и ВЭС должна определяться как произведение их установленной (максимальной) мощности на коэффициент отношения нагрузки существующих электростанций данного типа для соответствующего режима;

характерная нагрузка для СЭС для режимов зимнего максимума потребления мощности, летнего максимума потребления мощности и максимума потребления мощности в период паводка (половодья) должна определяться как произведение их установленной (максимальной) мощности на коэффициент отношения нагрузки существующих электростанций данного типа для соответствующего режима, а для режимов летнего минимума потребления мощности, зимнего минимума потребления мощности и минимума потребления мощности в период паводка (половодья) - приниматься равной нулю.

При отсутствии в энергорайоне существующих электростанций соответствующего типа величина характерной нагрузки для данного типа планируемых к строительству (реконструкции) электростанций принимается равной их максимальной располагаемой мощности.

Для технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем нагрузка остальных электростанций энергосистемы (за исключением объекта по производству электрической энергии, для которого осуществляется разработка схемы выдачи мощности) должна приниматься равной такой величине, которая обеспечивает покрытие расчетного потребления мощности данной энергосистемы в целом в соответствующем характерном режиме.

7. На основании результатов расчетов и технико-экономического сравнения вариантов должен быть определен рекомендуемый вариант технических решений по выдаче мощности объекта по производству электрической энергии (далее -рекомендуемый вариант).

При технико-экономическом сравнении вариантов технических решений в качестве рекомендуемого варианта выбирается вариант технических решений, обеспечивающий техническую возможность выдачи мощности объекта по производству электрической энергии с соблюдением требований, предусмотренных настоящим приложением, суммарные дисконтированные затраты на реализацию которого с учётом всего перечня мероприятий для схемы выдачи мощности, выполняемых всеми собственниками или иными законными владельцами объектов электроэнергетики, являются наименьшими.

8. При разработке схемы выдачи мощности для рекомендуемого варианта должны быть выполнены расчеты статической устойчивости в электрической сети энергорайона и динамической устойчивости генерирующего оборудования объекта по производству электрической энергии для нормальной и основных ремонтных схем, а также нормативных возмущений в указанных схемах в соответствии с требованиями Методических указаний по устойчивости энергосистем.

На основании результатов указанных расчетов должны быть определены:

предварительные величины максимально допустимых перетоков активной мощности в существующих и вновь образуемых контролируемых сечениях (в том числе в сечении выдачи мощности электростанции), на величину максимально допустимых перетоков активной мощности в которых оказывают влияние состав и (или) технологический режим работы генерирующего оборудования объекта по производству электрической энергии и состояние элементов схемы выдачи мощности;

максимально допустимое время отключения короткого замыкания по условиям обеспечения устойчивости генерирующего оборудования объекта по производству электрической энергии.

9. В случае если результаты расчетов статической устойчивости в электрической сети энергорайона и динамической устойчивости генерирующего оборудования объекта по производству электрической энергии для рекомендуемого варианта не удовлетворяют требованиям Методических указаний по устойчивости энергосистем и Методических указаний по проектированию развития энергосистем, должны быть выполнены расчеты статической устойчивости в электрической сети энергорайона и динамической устойчивости генерирующего оборудования для иных вариантов технических решений по выдаче мощности объекта по производству электрической энергии и на основании результатов указанных расчетов определен новый рекомендуемый вариант.

10. При разработке схемы выдачи мощности для рекомендуемого варианта должны быть определены (пересмотрены) принципы действия и состав устройств (комплексов) ПА, а также определены необходимые объемы и дискретности управляющих воздействий устройств (комплексов) ПА для обеспечения устойчивости и допустимых параметров электроэнергетического режима на год ввода в работу каждой единицы генерирующего оборудования и на перспективу 5 лет и объектов электросетевого хозяйства с учетом требований Методических указаний по проектированию развития энергосистем.

11. При наличии в распределительном устройстве объекта по производству электрической энергии (далее - РУ электростанции) "мертвых зон" и выявлении по результатам расчетов нарушения динамической устойчивости генерирующего оборудования объекта по производству электрической энергии при нормативных возмущениях, вызванных короткими замыканиями в "мертвой зоне" РУ электростанции, в условиях обеспечения динамической устойчивости генерирующего оборудования объекта по производству электрической энергии при нормативных возмущениях, вызванных короткими замыканиями в любой другой точке РУ электростанции (с учетом возможного отказа выключателя, учитываемого в соответствии с требованиями Методических указаний по устойчивости энергосистем), необходимо предусмотреть реализацию технических решений, обеспечивающих исключение "мертвых зон" в РУ электростанции. При этом под "мертвой зоной" в РУ напряжением 110 кВ и выше электростанции понимается совокупность точек РУ электростанции, короткие замыкания в которых ликвидируются со временем, превышающим время действия основных защит.

12. При разработке схемы выдачи мощности для рекомендуемого варианта должны быть проведены расчеты токов короткого замыкания на шинах объекта по производству электрической энергии и в электрической сети напряжением (6 - 35) 110 кВ энергорайона на год ввода в работу каждой единицы генерирующего оборудования и на перспективу 5 лет и выполнена оценка соответствия оборудования токам короткого замыкания на объектах электроэнергетики классом напряжения (6 - 35) 110 кВ и выше в электрической сети энергорайона. Результаты расчетов должны быть представлены в табличной и графической форме.

По результатам расчетов должны быть определены требования к оборудованию объекта по производству электрической энергии и технические решения по замене оборудования на других объектах электроэнергетики энергорайона и (или) разработаны мероприятия по ограничению токов короткого замыкания.

13. Указанные в пунктах 5, 8 и 12 настоящих требований расчеты электроэнергетических режимов, статической и динамической устойчивости и токов короткого замыкания должны проводиться на год ввода в работу каждой единицы генерирующего оборудования и перспективу 5 лет.

14. При разработке схемы выдачи мощности для рекомендуемого варианта должен быть выполнен анализ уровней напряжения в точке присоединения объекта по производству электрической энергии и в прилегающей электрической сети напряжением (6 - 35) 110 кВ и выше энергорайона на год ввода в работу каждой единицы генерирующего оборудования и перспективу 5 лет и определены технические решения по установке необходимых источников реактивной мощности и средств компенсации реактивной мощности для обеспечения допустимых уровней напряжения и качества электрической энергии.

Для объектов по производству электрической энергии, выдача мощности которых осуществляется с использованием инверторного оборудования, также должен быть выполнен анализ влияния работы инверторного преобразователя на показатели качества электрической энергии (несимметрию, несинусоидальность) в точке присоединения объекта по производству электрической энергии и в прилегающей электрической сети.

Для гидроэлектростанций должна быть учтена возможность работы генераторов в режиме синхронного компенсатора.

15. При разработке схемы выдачи мощности должен быть выполнен анализ существующих устройств и комплексов РЗА и каналов связи для функционирования РЗА в энергорайоне, а также на объекте по производству электрической энергии (в случае разработки схемы выдачи мощности для действующего объекта по производству электрической энергии, в отношении которого планируется увеличение его максимальной мощности).

Для рекомендуемого варианта должны быть определены основные технические решения по оснащению электрической сети и объекта по производству электрической энергии комплексами и устройствами РЗА и каналами связи для функционирования РЗА (включая функциональные схемы таких комплексов и устройств РЗА и схемы организации каналов связи для функционирования РЗА, учитывающие схемы их размещения) в соответствии с требованиями Правил технологического функционирования электроэнергетических систем, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 13 августа 2018 г. N 937, и нормативными правовыми актами Минэнерго России, утвержденными в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 13 августа 2018 г. N 937 "Об утверждении Правил технологического функционирования электроэнергетических систем и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации".

16. При разработке схемы выдачи мощности для рекомендуемого варианта должна быть:

разработана принципиальная схема электрических соединений электростанции (главная схема) на год ввода в работу каждой единицы генерирующего оборудования;

разработана карта-схема электрической сети энергорайона;

проведена предварительная проработка вариантов размещения объектов электросетевого хозяйства, в том числе прохождения трасс ЛЭП;

проведена предварительная оценка капитальных затрат на реализацию технических решений по выдаче мощности объекта по производству электрической энергии, включая ориентировочные затраты на реализацию технических решений по оснащению электрической сети и объекта по производству электрической энергии комплексами и устройствами РЗА, с разделением затрат на реализацию технических мероприятий по объектам электроэнергетики, необходимость реализации технических мероприятий на которых предусмотрена рекомендуемым вариантом.

Абзац утратил силу с 28 марта 2023 г. - Приказ Минэнерго России от 17 февраля 2023 г. N 82

17. При технико-экономическом сравнении вариантов выдачи мощности в соответствии с пунктом 7 настоящих требований и предварительной оценке капитальных затрат на реализацию технических мероприятий по строительству (реконструкции, модернизации) электрических сетей, в том числе технических решений, планируемых к реализации на объектах смежных сетевых организаций, для рекомендуемого варианта затраты на реализацию мероприятий на объектах электросетевого хозяйства должны определяться с использованием укрупненных нормативов цены типовых технологических решений, утвержденных приказом Минэнерго России от 17 января 2019 г. N 10 "Об утверждении укрупненных нормативов цены типовых технологических решений капитального строительства объектов электроэнергетики в части объектов электросетевого хозяйства" (зарегистрирован Минюстом России 7 февраля 2019 г., регистрационный N 53709).