Требования к составу и объему расчетов, составу и содержанию работ, выполняемых в рамках разработки схемы выдачи мощности
(с изменениями на 17 февраля 2023 года)
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).
(Абзац в редакции, введенной в действие с 28 марта 2023 года приказом Минэнерго России от 17 февраля 2023 года N 82. - См. предыдущую редакцию)
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)110кВи 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.
(Абзац в редакции, введенной в действие с 28 марта 2023 года приказом Минэнерго России от 17 февраля 2023 года N 82. - См. предыдущую редакцию)
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).
(Абзац в редакции, введенной в действие с 28 марта 2023 года приказом Минэнерго России от 17 февраля 2023 года N 82. - См. предыдущую редакцию)
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;