Методические рекомендации по проектированию развития энергосистем

Настоящие Методические рекомендациипо проектированию развития энергосистем разработаны в целях единого подхода кпорядку проектирования развития энергосистем.

1.1. Положения Методическихрекомендаций по проектированию развития энергосистем распространяются на всевиды проектных работ по развитию энергосистем, их объединений и электрическихсетей напряжением 35 кВ и выше на территории России, выполняемых в видесамостоятельных работ и в качестве энергетических разделов проектов другихобъектов независимо от форм собственности.

1.2. Настоящие Методическиерекомендации направлены на оказание помощи проектным и научно-исследовательскиморганизациям при выполнении работ по проектированию развития энергосистем иэлектрических сетей напряжением 35 кВ и выше.

1.3. Общей задачей проектированияэнергосистем и электрических сетей являются разработка с учетом новейшихдостижений науки и техники и технико-экономическое обоснование решений,определяющих формирование энергосистем и объединений, развитие электрическихстанций, электрических сетей и средств их эксплуатации и управления.

1.4. Проектирование энергосистем включает выполнение следующихвидов проектных работ:

а) разработку один раз в двагода схемы развития ЕЭС и ОЭС России на пятнадцатилетний период, выполнениеработ по схеме развития единой национальной электрической сети ЕЭС России надесятилетнюю перспективу;

б) периодическое уточнениеработ, указанных в п. 1.4а (технический и экономический мониторинг). Уточнениеставит своей целью:

мониторинг текущего состоянияэнергосистемы, анализ функционирования и тенденции развития энергосистем;

своевременное выявление «узкихмест» в развитии электроэнергетики страны;

возможность корректировкипервоочередных технических решений, направленных в первую очередь на ликвидацию«узких мест»;

выявление причин отклонений отпринятых ранее решений;

уточнение предложений посооружению отдельных объектов;

изучение экономическихпоказателей и при необходимости разработку соответствующих предложений;

в) разработку схем развития региональныхэнергосистем на перспективу 5-10 лет;

г) разработку энергетических иэлектросетевых разделов в работах по:

теплоснабжению городов, районови промышленных предприятий;

комплексному использованию рек,размещению ГЭС и ГАЭС;

определению площадок крупныхконденсационных электростанций;

составлению энергетическихразделов в составе проектов электростанций и крупных электросетевых объектов, атакже в других внестадийных работах по отдельным вопросам развития энергетики;

разработке схем выдачи мощностиэлектростанций;

д) разработку схем развитияэлектрических сетей в отдельных энергорайонах и сельской местности, крупныхгородах, схем внешнего электроснабжения промышленных предприятий,перекачивающих станций нефте-, газо- и продуктопроводов, каналов, мелиоративныхсистем, электрифицируемых участков железных дорог, а также энергетическихразделов схем районных планировок и генпланов городов.

В период реформирования доокончательной реорганизации АО-энерго отчетные данные и прогноз развития наперспективу рекомендуется приводить в формате: АО-энерго, ОЭС и ЕЭС.

При разработке требований кобъему и содержанию всех видов работ по проектированию энергосистемрекомендуется дифференцировать требования к составу представляемых материалов,относящихся к отдельным этапам рассматриваемой перспективы, избегая излишнейдетализации рекомендаций по вопросам, которые выходят за пределы проектногоуровня и будут рассматриваться в последующих работах на основании уточненныхданных.

На всех стадиях проектированияразвития энергосистем с соответствующей степенью конкретизации рекомендуетсяучитывать следующие вопросы:

организацииремонтно-эксплуатационного обслуживания (сервисные службы и др.);

оснащения средствамидиспетчерского и технологического управления;

обеспечения устойчивостипараллельной работы энергосистем;

использования средств релейнойзащиты и противоаварийной автоматики;

оснащения автоматическимисистемами управления;

оснащения АСКУЭ.

1.5. Основой для проектированияразвития энергосистем, как правило, являются:

отчетные показатели работыэнергосистем и отдельных предприятий;

данные о строящихсяэлектростанциях и электрических сетях;

проекты намечаемых к сооружениюэлектростанций и электрических сетей;

планы развития энергосистем наближайшие годы;

материалы, характеризующиеперспективы развития электроэнергетики страны и региона (например,энергетическая стратегия России на долгосрочный период, стратегия развитияэлектроэнергетики России на долгосрочный период, программа обновления объектовэлектроэнергетики на перспективный период, Федеральная целевая программа«Энергоэффективная экономика» и др.);

региональные энергетическиепрограммы;

проектные инаучно-исследовательские работы по вопросам развития электроэнергетики (всоответствии с п.1.4) и материалами поих утверждению;

технико-экономические доклады,внестадийные и научно-исследовательские работы, характеризующие техническийпрогресс производства, передачи, распределения и потребления электроэнергии,технико-экономические показатели электроустановок и электропередач различноготипа, а также возможности и условия сооружения различного типа электростанций;

отчетные данные и информация поперспективам функционирования и развития, предоставляемая субъектами рынка.

1.6. Ряд исходных показателей,характеризующих будущие условия развития энергосистем, не являются полностьюопределенными и по мере получения новых результатов опытно-Автоматизация систем отопленияских,научно-исследовательских и проектно-изыскательских работ, а также по мерепоступления отчетных данных о ходе реализации намеченных планов, в том числе иот субъектов рынка, непрерывно уточняются.

1.7. Проектирование энергосистемдолжно быть ориентировано на реализацию технических и экономических преимуществсовместной работы субъектов рынка в составе ЕЭС и ОЭС России.

1.8. Обоснование решений(рекомендаций) при проектировании энергосистем осуществляется на основетехнико-экономического сопоставления вариантов развития энергосистемы в целом иотдельных ее частей (элементов) путем оценки их сравнительной эффективности покритерию минимума суммарных дисконтированных затрат.

Сопоставляемые варианты развитияэнергосистем (сооружения объектов и др.) должны удовлетворять условиямтехнической, экономической и социальной сопоставимости, то есть обеспечивать:

а) выполнение решаемой задачи сучетом требований нормативных документов и руководящих указаний по вопросампроектирования энергетических объектов;

б) одинаковый производственныйэффект (включая неэнергетическую продукцию, если рассматриваются комплексныеобъекты) по всем годам рассматриваемого периода;

в) выполнение требований поохране окружающей среды и социальным условиям;

г) нормативные требования кнадежности электроснабжения. При этом если уровень надежности по вариантамразличен, но не ниже нормативного, выравнивание вариантов по надежности необязательно.

1.9. Для обоснованияэффективности вариантов развития энергосистем и сооружения объектовэлектроэнергетики используются критерии:

эффективность с позиции интересовнационального хозяйства страны в целом;

коммерческая (финансовая)эффективность, учитывающая финансовые последствия реализации проекта для егонепосредственных участников.

Для электросетевых объектовмонопольного регулируемого сектора энергетики оценивается только общественнаяэффективность.

Для объектов конкурентногосектора энергетики, финансируемых коммерческими организациями, оцениваются обавида эффективности.

Выбранный вариант долженудовлетворять условию, при котором экономическое преимущество его устойчивосохраняется при изменении исходных показателей в пределах вероятного диапазонаих значений.

Решения по сравниваемымвариантам принимаются с использованием методов, учитывающих риск и возможнуюнеопределенность исходной информации. Это предполагает, что такие показатели,как цены (тарифы), перспективные нагрузки потребителей, экономические нормативы(рентабельность) не могут быть определены однозначно. Поэтому основой дляпринятия решения о целесообразности инвестиций в ряде случаев должно служить неформально подсчитанное значение критерия эффективности, а совокупность егоожидаемых значений, ограниченная возможными изменениями исходных показателей иэкономических нормативов. Особенно важна проверка устойчивости результата приварьировании исходной информации для масштабных задач, требующих значительныхзатрат и продолжительного времени реализации.

1.10. Непосредственный учетнадежности в технико-экономических расчетах рекомендуется в случаях:

а) сопоставления различныхмероприятий, предусматриваемых для обеспечения требуемого потребителем уровнянадежности;

б) выбора структурыпротивоаварийного управления (учет ущерба у потребителей);

в) обоснования экономическойцелесообразности повышения надежности (степень резервирования) сверхнормативных требований.

1.11. Все экономическиепоказатели сравниваемых вариантов определяются в ценах одного временного уровняпо источникам равной достоверности. Стоимостные показатели формируются в соответствии с реально сложившимися отчетнымии прогнозируемыми на перспективу ценами на топливо и электроэнергию,электрооборудование, материалы, оплату труда и др.

При сопоставлении вариантныхрешений отдельных объектов, сооружаемых в течение 2-3 лет, стоимостныепоказатели могут приниматься в неизменных ценах базового или очередного года.

Потери электроэнергии присравнении вариантов учитываются в объеме изменения потерь по энергосистеме(участку сети) в целом. В случаях комплексного сравнения вариантов развитияэлектростанций и сетей, обеспечивающих равный отпуск электроэнергиипотребителям, потери электроэнергии учитываются при определении мощностиэлектростанций и выработки электроэнергии по вариантам. Затраты на компенсациюпотерь учитываются по перспективным маржинальным тарифам.

1.12. При проектированииразвития энергосистем используются следующие термины, связанные с инвестициямив энергетические объекты:

новое строительство -строительство объектов в целях создания новых производственных мощностей,осуществляемое на новых площадках;

расширение — строительство дополнительныхобъектов на территории действующих объектов или примыкающих к ним площадкам, вцелях создания дополнительных мощностей;

реконструкция — переоборудованиедействующего объекта в целях повышения технического уровня, улучшенияэкономических показателей и охраны окружающей среды;

техническое перевооружение -комплекс работ на действующих объектах по повышению их технико-экономическогоуровня, состоящий в замене морально и физически устаревшего оборудования.

1.13. Принятые сокращенияпредставлены в приложении 1 кнастоящим Методическим рекомендациям по проектированию развития энергосистем.

РАЗДЕЛ 2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТРЕБНОСТИ В ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ИТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ

2.1. Расчет потребности в электрическойи тепловой энергии и мощности выполняется для определения объема вводов иструктуры генерирующих мощностей, выявления степени сбалансированностирегиональных энергосистем по мощности и энергии, выбора схемы и параметровэлектрических сетей, обеспечивающих выдачу мощности энергоисточников и режимыих работы.

2.2. Рекомендуется припроектировании энергосистем общий прогноз спроса на электроэнергию и теплоосновывать на прогнозе этих показателей по субъектам Российской Федерации.Прогнозный спрос электро- и теплоэнергии от объектов региональных энергосистемосуществляется с вычленением из общего прогноза спроса крупных потребителейэлектрической энергии — субъектов оптового рынка, а также потребителей,использующих энергию изолированных электрических и тепловых источников.

2.3. По электроэнергии отдельно прогнозируется спрос наполезную (т.е. полученную потребителями) энергию и дополнительно определяетсяпотребность в электроэнергии на собственные нужды электростанций, а также натранспорт электроэнергии (потери электроэнергии) по Единой национальнойэлектрической сети (ЕНЭС) и распределительным сетям региональных энергосистем.По тепловой энергии прогнозируются полезная потребность и потери энергии втепловых сетях как региональных энергосистем, так и муниципальных.

2.4. Рекомендуется потребителейэлектроэнергии подразделять на следующие структурные группы: промышленность свыделением 3-5 отраслей, сосредотачивающих у себя 70-80 % всего потребленияэлектроэнергии в промышленности, строительство, сельскохозяйственноепроизводство, транспорт, сфера обслуживания, жилой сектор (бытовоепотребление).

2.5. Прогноз спроса на тепловуюэнергию выполняется с разбивкой на потребность промышленности,непроизводственной сферы с выделением жилищного сектора и потребность прочихсекторов хозяйства. При этом необходимо выделять потребность в тепле,покрываемую от объектов региональных энергосистем, с учетом возможногоизменения охвата городских территорий системами централизованноготеплоснабжения. Для этого необходимо изучить будущую конкурентоспособность этихустановок по сравнению с другими источниками тепла.

2.6. При формировании общегоуровня спроса на электроэнергию учитываются возможность и эффективностьосуществления в перспективе энергосберегающих мероприятий, а такжеэффективность внедрения электротехнологий. В этих целях необходимо учестьматериалы программ энергосбережения, материалы руководящих органов субъектовРоссийской Федерации, данные местных органов энергонадзора, агентств и фондовэнергосбережения, а также использовать материалы обследования потребителей.Очевидно, что с ростом тарифов на энергию эффективность и масштабыэнергосбережения будут возрастать, а эффективность и масштабы электрификацииотносительно снижаться.

2.7. Для формирования платежеспособногоспроса, обеспечивающего полное покрытие затрат на поставку потребителямэлектроэнергии и тепла и прибыль, анализируется платежеспособность отдельныхгрупп потребителей, исследуется эластичность платежеспособного спроса отдинамики тарифов, обосновываются пределы роста тарифов и экономическиепоследствия этого роста.

2.8. Прогноз спроса наэлектроэнергию и тепло следует осуществлять с помощью расчета потребности вэнергии, основанного на анализе укрупненных удельных показателей (УУП)потребления электроэнергии и тепла в сочетании с анализом влияния основныхфакторов, определяющих динамику показателей УУП и формирующих спрос. Еслирегиональные энергосистемы не могут получить необходимые исходные данные дляиспользования метода на базе УУП, то в качестве верификационного может бытьиспользован эконометрический метод.

2.9. Рекомендуется следующийалгоритм использования метода на основе УУП:

2.9.1. Собираются ианализируются отчетные и прогнозные данные по развитию экономики субъектаРоссийской Федерации и ее секторов в соответствии с перечнем, приведенным в п.2.3. К этим данным относятся: региональный внутренний продукт(РВП), товарная продукция промышленности и ее основных отраслей, товарнаяпродукция сельского хозяйства, показатели грузооборота транспорта или величинаего работы как часть РВП, показатели развития сферы услуг в виде площадейобщественных зданий или стоимости услуг как части ВВП, численность населения иего жилая обеспеченность. Динамика всех ценовых показателей должна выступать внеизменных ценах (базовых или текущих). В целях дальнейшего анализацелесообразно набрать отчетный и перспективный материал, характеризующий выпускосновных видов продукции в натуральном выражении, а также данные о росте обеспеченностинаселения основными видами бытовой техники. Для прогноза потребности в тепловойэнергии перечень данных сужается в соответствии с требованиями п.2.3.

Отчетные данные, как правило,запрашиваются в территориальных органах Госкомстата России, прогнозные данные -в экономических отделах территориальных органов исполнительной власти субъектовРоссийской Федерации, в Минэкономразвития России, отраслевых проектных инаучных организациях, а также необходимую информацию может дополнитьобследование (анкетирование) крупных потребителей энергии в субъектахРоссийской Федерации.

2.9.2. Собираются ианализируются данные по отчетному потреблению электрической и тепловой энергиив соответствии со структурой, приведенной в п.2.3. Этиданные, как правило, получают в территориальных органах Госкомстата России.

2.9.3. Показатели потребленияэлектрической и тепловой энергии за отчетный год в целом по региону, посекторам экономики и отраслям промышленности делятся на соответствующиеэкономические показатели. Потребление в бытовом секторе — на душу населения. Врезультате за этот год получаются показатели электроемкости РВП, секторовэкономики и отраслей промышленности. Аналогично, но по сокращенному кругуэкономических показателей получают показатели теплоемкости. Показатели электро-и теплоемкости представляют собой УУП.

2.9.4. Отчетные показатели УУПпролонгируются на все годы перспективного периода. Далее эти стабильныепоказатели УУП умножаются на соответствующие погодовые прогнозные экономическиепоказатели. В результате формируется условный базовый прогноз потребленияэлектрической и тепловой энергии по субъектам Российской Федерации.

2.9.5. Для полученияокончательного прогноза в базовый прогноз вносятся коррективы:

экспертно учитывается, как наУУП и потребление энергии влияют внутренние сдвиги в отраслях хозяйства ипромышленности, например опережающий рост электростали в общем производствестали, опережающее развитие «внутри» машиностроения неэнергоемкого, точногомашиностроения, рост обеспеченности населения различной бытовой электротехникойи.т. д.;

оценивается понижающее влияниена технологическое потребление энергии уменьшения материалоемкости в отрасляхматериального производства;

учитываются возможность иэффективность осуществления в перспективе энергосберегающих мероприятий;

платежеспособность потребителей,реконструкция и демонтаж действующих предприятий и строительство новых,развитие новых направлений сферы услуг, миграция населения и др.

2.10. Использованиеэконометрических методов основано на количественном анализе корреляционнойзависимости энергопотребления и показателей развития экономики по структуре,показанной в п.2.3. Для этого используются выражения типа

Пеt = f(Эt)

где Пег-потребление энергии в году t.

Эt -показатель развития экономики в году t.

2.11. Самостоятельным методомпрогнозирования является определение перспективной потребности в электрической энергиии мощности исходя из прогнозных заявок сбытовых компаний, администрацийсубъектов федераций и крупных потребителей, выведенных на оптовый рынокэлектроэнергии и мощности.

2.12. При проектировании систем электроснабженияпромышленных узлов, городов и сельских районов расчет потребности вэлектроэнергии рекомендуется основывать на конкретных данных о перспективеразвития основных потребителей — технических условий на их присоединение,наличия проектной документации, состояния строительства и финансирования.

2.13. При разработке схемвнешнего электроснабжения конкретных потребителей — электрифицированныхучастков железных дорог, компрессорных и насосных станций газопроводов инефтепроводов, промышленных потребителей и др. — потребность в электроэнергии имощности принимается поданным Заказчика и соответствующих проектных институтовс учетом принятых решений о сроках строительства, финансовых возможностяхинвестора, наличия проектной документации и других факторов.

2.14. Для учета расходаэлектроэнергии на собственные нужды электростанций и транспорта электроэнергиипо электрической сети рекомендуется использовать:

на уровне проектирования ЕЭСРоссии — обобщенные коэффициенты, составляющие 7 % для собственных нужд и 9 %на передачу и распределение электроэнергии по электрическим сетям от общегоуровня потребления электроэнергии;

на уровне проектированияобъединенных и районных энергосистем — сложившиеся отчетные показатели с учетомнамечаемого ввода мощности и изменения структуры генерирующих мощностей,использования отдельных видов топлива, роста протяженности сети и др.;

при проектировании системтеплоснабжения следует учитывать нормативные потери в тепловых сетяхрегиональных энергосистем и в муниципальных тепловых сетях.

2.15. Учитывая неоднозначностьперспективы экономического развития России и ее регионов, появление новых имодернизацию существующих потребителей, а также неопределенность исходнойинформации, результаты расчетов электропотребления в схемах развитияэнергосистем рекомендуется представлять в виде нескольких различных уровней(сценариев). Этим сценариям может быть придана экспертная вероятностная оценка.В качестве основного (расчетного) сценария принимается наиболее вероятный. Всоответствующих разделах схемы приводится оценка влияния достижения другихуровней на основные рекомендации работы.

2.16. Основными показателямирежима электропотребления энергосистемы являются графики нагрузки, используемыедля решения следующих основных задач:

составление балансов мощности иопределение необходимого развития генерирующих мощностей (получение мощности соптового рынка);

определение оптимальнойструктуры электростанций, выявление их режимов работы и потребности в топливе;

выбор схем и параметров, а такжеанализ режимов работы основной сети энергосистемы и межсистемных связей;

разработка рекомендаций порегулированию режимов электропотребления.

2.17. При проектированииэнергосистем используются: характерные суточные графики нагрузки рабочего ивыходного дня для зимы и лета, годовые графики месячных максимумов,продолжительность использования максимальной нагрузки.

При определении перспективныхграфиков нагрузки энергосистем рекомендуется рассматривать проведениеэффективных мероприятий по их выравниванию (например, с помощью тарифов,дифференцированных во времени).

В качестве расчетногомаксимального графика нагрузки принимается график среднего рабочего днянаиболее загруженного периода года (как правило, за декаду зимних суток).

2.18. Максимальная нагрузка объединенныхи региональных энергосистем определяется суммированием нагрузок отдельныхподстанций (с учетом коэффициента участия в максимуме нагрузки) и потерьмощности в электрической сети. Указанная величина должна соответствоватьмаксимуму годового графика нагрузки энергосистемы или отношениюэлектропотребления к времени продолжительности использования максимальнойнагрузки.

2.19. Расчет перспективныхэлектрических нагрузок подстанций рекомендуется вести:

для концентрированныхпромышленных потребителей — с учетом данных соответствующих проектныхинститутов, а при их отсутствии — методом прямого счета или с использованиемобъектов-аналогов;

для распределенной нагрузки(коммунально-бытовая, сельскохозяйственная и др.) — на основе статистическогоподхода, а при наличии отдельных концентрированных потребителей — с учетомкоэффициента одновременности.

2.20. Аналогичным образом должныопределяться графики тепловой нагрузки ТЭЦ и котельных региональныхэнергосистем, с тем чтобы можно было рационализировать их режимы работы.

2.21. При невозможности получитьданные, необходимые для построения графиков электрических и тепловых нагрузок,значения максимумов нагрузки определяются путем экспертного прогнозированиячисла часов использования этих максимумов.

РАЗДЕЛ 3. РАЗВИТИЕ ГЕНЕРИРУЮЩИХ МОЩНОСТЕЙ

3.1. При проектировании развитиягенерирующих мощностей энергосистем решаются следующие задачи:

определение суммарнойпотребности в генерирующей мощности с учетом возможности получения (или выдачи)мощности и электроэнергии с оптового рынка;

выбор оптимальной структурывновь вводимой мощности и определение потребности в ней с учетом рекомендацийпо расширению и реконструкции и техническому перевооружению действующихэлектростанций;

предварительный выборместоположения, основных параметров (типа, единичной мощности и количестваэнергоблоков) и очередности строительства (расширения, реконструкции,технического перевооружения) электростанций:

определение перспективныхрежимов работы электростанций (суточные, сезонные и годовые режимы работы) сучетом маневренных характеристик оборудования;

определение потребности втопливе, рекомендации по видам топлива:

определение ориентировочногообъема инвестиций и потребности в основном оборудовании.

3.2. При решении задач развития генерирующихмощностей, перечисленных в п.3.1,рекомендуется обеспечивать:

полное покрытие приростанагрузки и ожидаемого спроса на электроэнергию, а также создание вэнергосистемах необходимых резервов мощности;

использование местных ресурсовтоплива;

использование площадокдействующих электростанций;

наиболее экономичное развитие ииспользование электростанций, исходя из условий функционирования и развитиярынка энергоресурсов, режимов работы электростанций при соблюдении допустимогодиапазона регулирования мощности, рациональных масштабов развития теплофикации;

соблюдение норм и правил охраныокружающей среды при строительстве новых и расширении действующихэлектростанций;

экономически обоснованныепредложения по объемам и очередности технического перевооружения действующихэлектростанций.

3.3. Определение развитиягенерирующих мощностей производится в два этапа.

На первом этапе в составеэнергетической стратегии России и стратегии развития электроэнергетикиформируется оптимальная структура генерирующих мощностей с учетом развитиятопливно-энергетического комплекса, максимального использования гидроресурсов,возможных масштабов сооружения АЭС и других факторов. На этом этапе выполняетсяподготовка прогнозных тарифов (замыкающих цен) на поставки электроэнергии поотдельным (тарифным) зонам общероссийского оптового рынка электроэнергии.

На втором этапе для каждой ОЭСвыполняется обоснование состава, размещения, основных параметров и очередностисооружения электростанций с учетом технического состояния действующихэнергоисточников и заявок от генерирующих компаний и независимых производителейпо техническому перевооружению существующих электростанций и вводу новыхмощностей.

3.4. Местоположение и возможнаямощность тепловых электростанций (включая АЭС), направления техническогоперевооружения действующих электростанций определяются с учетом возможностиразмещения (земля, вода), транспорта топлива, наличия коридоров дляэлектрических (тепловых) сетей, соблюдения норм и требований охраны окружающейсреды, радиационной и экологической безопасности.

Предельная мощность КЭС (ПГУ,АЭС) должна выбираться исходя из минимума затрат на сооружение электростанций сучетом выдачи и распределения мощности, обеспечения экологических требований.Расчет указанных затрат по вариантам сооружения электростанций долженосуществляться с учетом развития энергосистем, продолжительности строительства,ввода и освоения мощности электростанций.

3.5. Выбор типов и единичноймощности агрегатов сооружаемых и расширяемых тепловых электростанцийрекомендуется осуществлять с учетом влияния повышения единичной мощностиэнергоблоков на уровень резерва мощности энергосистем и пропускную способностьэлектрических сетей, организации эксплуатации и ремонтов, автоматизированногоуправления режимами работы энергоблоков и электростанций в целом.

3.6. Обоснованиецелесообразности сооружения ТЭЦ, выбор типа и единичной мощности агрегатоврекомендуется осуществлять специализированным проектным организациям с учетомуровня и концентрации тепловых нагрузок, динамики их роста, объемов и режимоввыработки электроэнергии в теплофикационном и конденсационном режимах,эффективности выработки электроэнергии в конденсационном режиме по сравнению споставками электроэнергии с оптового рынка.

3.7. При обосновании целесообразностисооружения ГЭС (ГАЭС) основные энергетические показатели (установленнаямощность, годовая выработка электроэнергии, вид регулирования и др.)рекомендуется принимать по данным специализированных проектных организаций.

3.8. Обоснование эффективностисооружения ГЭС (ГАЭС) осуществляется путем их сопоставления с замещаемымиобъектами, в качестве которых могут приниматься базисные КЭС с учетомвытеснения ими в переменную часть графика нагрузки менее экономичныхэлектростанций либо энергетические установки, оптимальный режим использованиякоторых близок к режиму гидроэнергетической установки, например ГТУ.

3.9. При обоснованииэффективности сооружения генерирующих источников ОЭС и региональныхэнергосистем путем сравнения их с мероприятиями по поставкам мощности иэлектроэнергии с оптового рынка рекомендуется использовать отраслевой вариантметодики «Практические рекомендации по оценке экономической эффективностиобъектов электроэнергетики и разработка бизнес-планов» (Москва, 1999 г.),утвержденной РАО «ЕЭС России», а также методические рекомендации по оценкеинвестиционных объектов.

3.10. При выполнении оценкистоимости сооружения энергетических объектов рекомендуется пользоватьсяукрупненными показателями стоимости сооружения электрических станций и электрическихсетей, утвержденными РАО «ЕЭС России» в 2002 г., а также данными стратегииразвития электроэнергетики России на долгосрочный период.

В случае отсутствияпредлагаемого к сооружению оборудования в укрупненных показателях стоимостиоценку стоимости сооружения объектов рекомендуется проводить экспертно на базеимеющихся объектов-аналогов.

Расчеты по обоснованиюэкономической и коммерческой эффективности объектов электроэнергетикицелесообразно выполнять в прогнозных ценах.

Воздействие электроэнергетики на окружающуюсреду

3.11. Оценка ожидаемоговоздействия электроэнергетики на окружающую среду при разработке перспектив ееразвития производится для замыкающих лет этапов развития отрасли (опорных лет)с использованием методик регионального уровня и укрупненных нормативов удельныхзначений экологических параметров на единицу продукции: нормативов удельныхвыбросов нормируемых загрязняющих веществ в атмосферу для вновь вводимыхкотельных установок, укрупненных норм водопотребления и водоотведения и т.д.

Ожидаемые объемы выбросовзагрязняющих веществ и парниковых газов в атмосферу не должны превышатьпредельных значений, соответствующих как внутригосударственным нормативнымприродоохранным требованиям, так и требованиям международных конвенций,участницей которых является Россия.

3.12. Ожидаемые дополнительныеплощади отвода земель под новые объекты электроэнергетики следует оценивать понормативам их удельной землеемкости, за исключением гидроэлектростанций,площади отвода земель под которые в силу индивидуальности ГЭС оцениваются попроектным документам или определяются по объектам-аналогам.

3.13. Капиталовложения в охрануокружающей среды на вновь вводимое энергетическое оборудование в рамкахдействующих природоохранных нормативов предусматриваются в сметах проектовэлектростанций и учитываются вместе с необходимыми объемами капиталовложений встроительство электростанций.

Дополнительные капиталовложенияв охрану окружающей среды могут иметь место при размещении новых объектов в регионах,где не допускается увеличение объемов выбросов тех загрязняющих веществ, покоторым в регионе превышена ПДК.

РАЗДЕЛ 4. БАЛАНСЫ МОЩНОСТИ И ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

4.1. Перспективные балансымощности и электроэнергии разрабатываются исходя из условия реализациипреимуществ совместной работы региональных энергосистем в ОЭС и ЕЭС России сучетом оптимальной загрузки наиболее экономичных электростанций.

4.2. Балансы мощностисоставляются для ОЭС, ЕЭС России и региональных энергосистем в целях:

определения общей потребности вмощности электростанций, необходимой для надежного покрытия нагрузки;

определения перетоков мощностимежду энергосистемами и требований к пропускной способности межсистемныхсечений.

4.3. Составление балансовмощности ОЭС производится для часа собственного максимума нагрузки ОЭС и часасовмещенного максимума нагрузки с ЕЭС России, а балансов региональныхэнергосистем — для часа прохождения собственного годового максимума нагрузкиэнергосистемы и часа совмещенного максимума нагрузки с ОЭС, в которую входитданная энергосистема. Для определения потребности в мощности балансыэнергосистем и энергообъединений составляются в условиях расчетного маловодногогода.

4.4. Расходная часть балансамощности энергосистемы (потребность) складывается из:

годового максимума нагрузки(собственного или совмещенного);

сальдо перетоков междуэнергосистемами и экспорта-импорта;

расчетного резерва мощности.

В сальдо перетоков входятпланируемые обмены с другими энергосистемами, включая электроснабжениеприсоединенных потребителей смежных энергосистем. Экспорт (импорт) принимаетсяна основании заключенных контрактов, а в отдельных случаях — на основаниипредварительных проработок.

Расчетный резерв мощностискладывается из:

ремонтного резерва,предназначенного для возмещения мощности выводимого в плановый (средний,текущий и капитальный) ремонт оборудования электростанций;

оперативного резерва мощности,необходимого для компенсации аварийного снижения мощности электростанцийвследствие отказов оборудования и случайных превышений нагрузки над расчетнымизначениями;

стратегического резерва,предназначенного для компенсации нарушений баланса мощности из-занепредвиденных отклонений его составляющих от прогноза с учетом инерционностиэнергетического строительства.

Величина оперативного резервадолжна обеспечить нормированную надежность покрытия нагрузки, характеризующуюсяобобщенным показателем — вероятностью бездефицитной работы энергосистем(индексом надежности).

4.4.1. Для ОЭС, входящих всостав ЕЭС России, необходимо использовать возможность сокращения оперативногорезерва, при этом необходимый оперативный резерв в ОЭС определяется как частьрезерва ЕЭС. Целесообразность сокращения резерва в каждой ОЭС определяетсятехнико-экономическими расчетами по ЕЭС в целом и зависит от положения ОЭС (всхеме ЕЭС) и стоимости усиления межсистемных связей, необходимых для надежнойработы с сокращенным резервом.

4.4.2. На предварительной стадииразработки перспективных балансов мощности ЕЭС и ОЭС рекомендуется приниматьзначения необходимого резерва мощности процентом от максимума нагрузкисоответствующего объединения. Рекомендуемые значения:

Европейская секция ЕЭС — 17 %;

ОЭС Сибири — 12%;

ОЭС Востока — 22%.

Суммарный резерв европейскойсекции ЕЭС распределяется между ОЭС, входящими в эту секцию, в следующейпропорции:

ОЭС Северо-Запада — 0,15;

ОЭС Центра — 0,32;

ОЭС Северного Кавказа — 0,10;

ОЭС Средней Волги — 0,11;

ОЭС Урала — 0,32.

4.4.3. Надежность энергосистем, работающихв составе ОЭС, обеспечивается всем расчетным резервом объединения при условии,что пропускная способность основной электрической сети позволяет осуществлятьпередачу резервной мощности в необходимых размерах. В противном случае можетпотребоваться увеличение резерва мощности в той или иной энергосистеме.

Распределение резерва мощностиОЭС по региональным энергосистемам определяется при проектировании ОЭС изависит от структуры электростанций и режимов их работы.

4.5. Приходная часть балансамощности энергосистемы (покрытие) определяется установленной мощностьюэлектростанций генерирующих компаний и независимых производителей,расположенных на ее территории.

Установленная мощностьэлектростанций энергосистемы на перспективу учитывает планируемый вводмощности, намечаемый демонтаж устаревшего оборудования и консервацию.

Располагаемая (максимальнодоступная) мощность электростанций энергосистемы учитывает различного родаотклонения от установленных мощностей (далее — ограничения). Ограниченияустановленной мощности связаны с техническим состоянием оборудования, снижениемили отсутствием тепловых нагрузок теплофикационных агрегатов, недостаточнойохлаждающих систем, использованием непроектного топлива на электростанциях,незавершенностью строительных мероприятий по нижнему бьефу отдельных ГЭС и др.Кроме того, часть мощности вводится после прохождения максимума нагрузки и неучаствует в его покрытии.

При определении перспективнойпотребности в установленной мощности учитывается сокращение ограничений мощностина действующем оборудовании за счет проведения планируемых мероприятий по ихснижению.

Используемая в балансе мощностьпринимается равной располагаемой, сниженной на величину недоиспользованиямощности, включая недоиспользование мощности ГЭС в зимний максимум нагрузки вусловиях маловодного года при полном использовании их суточной энергии изапертую мощность, связанную с системными ограничениями из-за недостаточнойпропускной способности электрических сетей.

4.6. Для сведения балансамощности энергосистемы привлекаются балансовые перетоки, включаемые в приходнуюили расходную часть баланса и показывающие, какая часть недостающей мощностиможет быть получена дефицитными энергосистемами, а какая отдана избыточными приоптимальном развитии электростанций в целом. Так, с помощью балансовыхперетоков может обеспечиваться перераспределение общего резерва мощности ЕЭСмежду ОЭС для обеспечения в них расчетного резерва.

4.7. Баланс мощности считаетсяудовлетворительным, если дефицит (избыток) (с учетом балансовых перетоков) непревышает половины мощности наиболее крупного агрегата объединения.

4.8. Для выполнения расчетовэкономически обоснованных режимов работы электростанций или планированияпоставок мощности на оптовый рынок электроэнергии определяется участвующая врасчетах рабочая мощность электростанций, которая может быть использована дляпокрытия нагрузки или частично выведена в резерв в зависимости от экономическихпоказателей.

Участвующая в покрытии графиканагрузки рабочая мощность является частью располагаемой мощности, заисключением ремонтного резерва, средней величины резерва для компенсацииаварийного снижения мощности, вращающегося резерва, входящего в составоперативного, и стратегического резерва. Вращающийся резерв размещается наконкретных станциях, предназначенных для его несения. Стратегический резервразмещается на электростанциях, замыкающих баланс энергообъединения, ииспользуется в расчетах при рассмотрении сценариев увеличенного спроса намощность.

Расчеты режимов работыэлектростанций выполняются путем покрытия графика нагрузки зимних рабочих сутокдля периода прохождения максимума нагрузки энергосистемы или энергообъединения.Необходимость рассмотрения других характерных суток (зимних выходных дней,рабочих и выходных дней лета и периодов паводка) определяется в каждомконкретном случае в зависимости от целей расчетов, состава электростанций иструктуры электропотребления энергосистемы.

4.9. При выполнении расчетоврежимов работы электрических сетей участие электростанций в покрытии нагрузкипринимается в соответствии с экономически обоснованными режимами их работы.

4.10. Баланс электроэнергииэнергосистем, ОЭС и ЕЭС РФ составляется в целях:

проверки возможности выработкитребуемого количества электроэнергии в течение года электростанциями, учтеннымив балансе мощности;

определения перетоковэлектроэнергии между энергосистемами;

определения потребностиэнергосистемы в топливе.

Расходная часть балансаэлектроэнергии складывается из электропотребления энергосистемы, экспорта,планируемой передачи электроэнергии в другие энергосистемы и расходаэлектроэнергии на заряд ГАЭС.

Приходная часть балансаэлектроэнергии включает выработку электроэнергии электростанциямиэнергосистемы, импорт и планируемое получение из других энергосистем.

Выработка ГЭС учитывается вбалансе по среднемноголетней величине. В объединениях с большим удельным весомГЭС и изолированных энергосистемах производится проверка балансовэлектроэнергии для условий расчетного маловодного года.

Годовое число часовиспользования участвующей в покрытии максимума нагрузки энергосистем мощностиАЭС принимается в размере 6500-7000 ч.

При определении режимов работыТЭЦ учитывается уровень тепловых нагрузок. По предварительным оценкам годовоечисло часов использования загруженного по тепловому графику оборудования ТЭЦ вевропейской части страны рекомендуется принимать в диапазоне 4000-4500 ч,азиатской части — 4500-5000 ч.

Оптимальные числа часовиспользования располагаемой мощности КЭС на угле в диапазоне 4500-6000 (6500) ч(большее значение для ОЭС Сибири).

Числа часов использованияКЭС-ПГУ могут изменяться в широком диапазоне от 4500 до 6500 ч, их определениедолжно базироваться на основе специального анализа суточных и годовых режимовработы на перспективу.

Баланс энергии в энергосистемахОЭС Северо-Запада, ОЭС Центра, ОЭС Северного Кавказа, ОЭС Средней Волги и ОЭСУрала замыкают КЭС, работающие на газомазутном топливе, годовое число часовиспользования мощности которых должно приниматься в соответствии с реальнойзагрузкой их в суточном и годовом разрезе, но не менее 2500-4000 ч.

Баланс электроэнергии считаетсяудовлетворительным, если использование располагаемой мощности тепловыхэлектростанций, как правило, не превышает 6500 ч в год.

РАЗДЕЛ 5. РАЗВИТИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ. ОБЩИЕПОЛОЖЕНИЯ

5.1. Основными критериями при проектировании Единойнациональной электрической сети являются:

обеспечение всем субъектамоптового рынка условий для беспрепятственной поставки на рынок своей продукциина конкурентной основе при наличии спроса на нее;

обеспечение всем субъектам рынкавозможности получения продукции с рынка в необходимом объеме с требуемойнадежностью и нормативными стандартами качества при оплате ее по цене оптовогорынка;

минимизация в сетевойинфраструктуре рынка технических ограничений в экономически обоснованныхпределах, приводящих к снижению против возможных, предлагаемых продавцами(покупателями) объемов покупки (продажи) электроэнергии или вынужденнойкоррекции рыночной цены электроэнергии из-за ограничений на свободу предложений;

снижение затрат на производство,транспорт и распределение электроэнергии за счет ввода электросетевых объектов.

5.2. Электрическая сеть ЕЭС иОЭС России в соответствии с выполняемыми функциями подразделяется на основную ираспределительную. К основной электрической сети относится ЕНЭС, котораяформирует Единую энергосистему страны, объединяя на параллельную работуосновные электростанции и узлы нагрузки и обеспечивая параллельную работу ЕЭСРоссии с энергосистемами других стран, включая экспорт и импорт электрическойэнергии.

К ЕНЭС в соответствии скритериями, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от21.12.01 № 8811, относятся:

1) линии электропередачи (воздушные и кабельные), проектныйноминальный класс напряжения которых составляет 330 кВ и выше;

1 В настоящее время действует постановление ПравительстваРоссийской Федерации от 26.01.06 №41.

2) линии электропередачи,проектный номинальный класс напряжения которых составляет 220 кВ:

обеспечивающие выдачу в сеть энергетическоймощности электрических станций субъектов федерального (общероссийского)оптового рынка электрической энергии (мощности) — поставщиков электрическойэнергии (мощности) на указанный рынок;

обеспечивающие соединение ипараллельную работу энергетических систем различных субъектов РоссийскойФедерации;

обеспечивающие выдачуэнергетической мощности в узлы электрической нагрузки с присоединеннойтрансформаторной мощностью не менее 125 МВА;

непосредственно обеспечивающиесоединение перечисленных линий электропередачи;

3) линий электропередачи, пересекающие государственнуюграницу Российской Федерации;

4) трансформаторные и иныеподстанции, соединенные с линиями электропередачи, перечисленными в подп.1-3, а также технологическое оборудование, расположенное наних, за исключением распределительных устройств электрических станций -субъектов федерального (общероссийского) оптового рынка электрической энергии(мощности), входящих в имущественный комплекс указанных станций;

5) комплекс оборудования ипроизводственно-технологических объектов, предназначенных для техническогообслуживания и эксплуатации указанных объектов электросетевого хозяйства;

6) системы и средства управленияуказанными объектами электросетевого хозяйства.

5.3. При проектировании развитияэлектрических сетей решаются следующие вопросы: выбор напряжения и схемы сетей;определение мест размещения новых подстанций; предварительный выбор схемэлектрических соединений электростанций и подстанций; определение сеченияпроводов линий электропередачи, числа и мощности трансформаторов наподстанциях; выбор способов регулирования напряжения и распределение мощностейв сетях; определение типа, мощности и размещения компенсирующих устройств;разработка мероприятий по ограничению токов К.З.; обоснование экономическойэффективности намеченного развития сети; определение объемов капиталовложений иочередности сооружения электросетевых объектов.

5.4. Проектирование развитияэлектрических сетей выполняется для ЕНЭС России и распределительной сетиэнергосистем.

Проектирование ЕНЭС Россииосновывается на следующем:

схема основной электрическойсети ЕЭС России должна обладать достаточной гибкостью, позволяющей осуществлятьее поэтапное развитие и иметь возможность приспосабливаться к изменениям:условий роста нагрузки и развития электростанции; направлений и величиныперетоков мощности; условий осуществления межгосударственных договоров попоставке электроэнергии в страны ближнего и дальнего зарубежья;

увеличение пропускнойспособности основной сети ЕЭС России в процессе ее развития осуществляется впервую очередь путем применения современных средств компенсации и регулированияреактивной мощности, а затем постепенной «надстройкой» линиями более высокогокласса напряжения после достаточно полного охвата территории сетями предыдущегокласса напряжения и исчерпания их технических возможностей;

привязка линий электропередачидолжна осуществляться к крупным узлам нагрузки, избегая создания прямых связеймежду электростанциями;

между двумя узлами сети по однойтрассе должно сооружаться, как правило, не более двух линий электропередачиодного класса напряжения. При необходимости дополнительного усиления сетиследует рассматривать целесообразность сооружения ВЛ по другим направлениям илисоздания электропередачи на более высоком напряжении;

схемы присоединенияэлектростанций и подстанций к основной сети должны обеспечивать надежность питанияэнергоузлов и транзит мощности с учетом критерия N-1;

развитие основной электрическойсети должно соответствовать требованиям охраны окружающей среды.

Проектирование развития ЕНЭСРоссии выполняется в схеме развития ЕЭС и ОЭС России и схеме развития ЕНЭС ивключает обоснование технико-экономических решений по:

развитию основной сети ЕЭСРоссии и отдельных ОЭС для обеспечения системообразующих функций, реализациимежсистемных эффектов и надежности передачи электроэнергии;

надежной выдаче мощности крупныхэлектростанций;

надежности питания крупныхнагрузочных узлов;

обоснованию экономическойэффективности сооружения отдельных электросетевых объектов (подстанций и линийэлектропередачи).

Распределительная сетьэнергосистем обеспечивает передачу электроэнергии от подстанций основной сети иэлектростанций к потребителям электроэнергии. Распределительные электрическиесети должны обеспечивать:

уровни надежностиэлектроснабжения, как правило, согласованные между энергоснабжающимиорганизациями и потребителями;

нормированное качествоэлектрической энергии;

возможность расширенияприменительно к росту электрических нагрузок, использованию новых средствавтоматизации и новых технологий обслуживания.

Проектирование распределительнойсети энергосистем включает обоснование технико-экономических решений по:

выдаче мощности электростанций;

внешнему электроснабжениюотдельных крупных потребителей (энергоемких промышленных потребителей,электрифицируемых участков железных дорог, перекачивающих станций магистральныхнефте- и газопроводов и др.);

обеспечению надежного питаниянагрузочных узлов.

5.5. Проектирование развитияЕНЭС России преимущественно осуществляется проектными институтами, ведущимипроектирование ОЭС и ЕЭС России.

Проектирование развитияраспределительной сети осуществляется, как правило, по заданию:

региональной сетевой компании;

отдельных покупателей(перепродавцов) электроэнергии оптового рынка;

физических, юридических лип идругих абонентов;

генерального проектировщика(технологического института) отдельных видов работ.

5.6. При проектировании схемэлектрической сети следует обеспечивать рациональное сочетание намеченных ксооружению ВЛ, ПС и действующих электросетевых объектов с учетом их физическогои морального износа, а также возможности расширения и реконструкции.

5.7. При развитии электрическойсети энергосистем на перспективу рекомендуется использовать унифицированныеэлементы схемы. Выбор принципиальных схем электрических соединений распределительныхустройств электростанций и подстанций, как правило, производится по типовымсхемам в соответствии с рекомендациями по их применению.

Выбор сечения проводов линийэлектропередачи, конструкции фазы, мощности и числа трансформаторов ПС следуетвыполнять в соответствии с нормами технологического проектирования линийэлектропередачи и понижающих подстанций.

5.8. Напряжения электрическихсетей переменного тока выбираются в соответствии со шкалой номинальныхнапряжений, принятых в большинстве региональных энергосистем России: 35 — 110 -220 — 500 — 1150 кВ. В ОЭС Северо-Запада и частично в ОЭС Центра и СеверногоКавказа используется шкала 35 — 110 — 330 — 750 кВ. В ОЭС Северного Кавказавысшим напряжением является напряжение 500 кВ.

В ОЭС Центра сети 330 и 750 кВ,а в ОЭС Северного Кавказа сети 330 кВ развиваются, как правило, в пределахрайонов их существующего распространения.

На современном этапе развитияЕЭС России системообразующие функции выполняют сети 500 кВ и выше, а в рядеэнергосистем — 330 и 220 кВ.

Сочетания напряжений, входящих вразные шкалы, например 220 — 330 кВ, 330 — 500 кВ, 500 — 750 кВ, как правило,не должны применяться, кроме районов стыкования сетей, использующих разныешкалы номинальных напряжений. Количество подстанций, на которых намеченоосуществить связь сетей с разными шкалами напряжений, должно быть минимальным.

Применение напряжения 150 кВограничивается в пределах Кольской энергосистемы.

Выбор напряжения передачпостоянного тока выполняется при их проектировании.

5.9. При разработке вариантовсхемы сети трассы ВЛ и площадки ПС намечаются с использованиемкартографического материала. С учетом намеченного развития сети трассы должныучитывать возможность присоединения к ВЛ намечаемых подстанций, а площадки ПС -планируемого их расширения.

Протяженность намечаемых ВЛ приотсутствии более точных данных может быть принята на 18-20 % больше воздушнойпрямой (большее значение относится к территориям с высокой плотностьюзастройки, развитой сетью дорог и инженерных коммуникаций, интенсивнойхозяйственной деятельностью). В районах городской и промышленной застройки, атакже в других сложных случаях длину ВЛ следует принимать с учетом конкретныхусловий.

5.10. Выбор схем электрическихсетей выполняется, как правило, на следующие перспективные уровни:

ЕНЭС — расчетный срок — 10 лет;распределительная сеть — расчетный срок — 5 лет;

сеть внешнего электроснабженияпромышленных предприятий, электрифицируемых участков железных дорог,перекачивающих станций магистральных нефтепроводов, газопроводов ипродуктопроводов, выдачи мощности электростанций и т.п. — сроки ввода в работу(освоения мощности) объекта, с которым связано сооружение проектируемой сети.

При рассмотрении вариантовразвития электрической сети, в одном из которых обосновывается целесообразностьвведения более высокого класса напряжений, рекомендуется рассматривать период,соответствующий полному использованию варианта с более высоким классомнапряжения.

5.11. В составе работ поразвитию энергосистем и электрических сетей выполняется предварительноеопределение части параметров намечаемых к сооружению электростанций(электрическая часть), подстанций и линий электропередачи, уточняемых напоследующих стадиях проектирования этих объектов. К этим параметрам относятся:

5.11.1. Электростанции:

напряжения распределительныхустройств, число отходящих ВЛ и их направление;

распределение генераторов междуотдельными РУ, мощность трансформаторов связи;

расчетные параметры токов К.З.;

требования к секционированию РУпо условиям работы сети, противоаварийной автоматики и релейной защиты.

5.11.2. Подстанции:

район (пункт) размещения ПС:

напряжения распределительныхустройств;

рекомендации по принципиальнойсхеме распределительных устройств 110 кВ и выше, требования к секционированиюсети;

электрические нагрузкиподстанций, мощность и количество трансформаторов;

число и направление линийнапряжением 110 кВ и выше;

тип и мощность компенсирующихустройств, в том числе шунтирующих реакторов, управляемых источников реактивноймощности;

расчетные значения параметровтоков К.З.

5.11.3. Линии электропередачи:

направления, подходы иприсоединения к подстанции;

напряжение;

сечение проводов, конструкцияфазы;

средства компенсации зарядноймощности, присоединение к сети шунтирующих реакторов.

Уточнение указанных выше иопределение других параметров, требуемых соответствующими нормамитехнологического проектирования, производится при выполнении конкретныхпроектов этих объектов.

5.12. Рекомендации и принятые решенияпо построению электрической сети должны соответствовать требованиям охраныокружающей среды. Указанные требования в основном сводятся к уменьшению:

земельных угодий, подлежащихизъятию для нового электросетевого строительства;

обшей площади охранных зон ВЛ, вкоторых ограничиваются хозяйственная деятельность и пребывание людей.

Выбор схем и параметров основных электрическихсетей

5.13. При проектированииэлектрических сетей следует рассматривать:

увеличение пропускнойспособности действующих ВЛ с использованием всех возможных технических решений;

использование трасс физически иморально устаревших линий для сооружения ВЛ более высоких напряжений:

сооружение новой подстанции приусловии получения заметных технических и экономических преимуществ по сравнениюс реконструкцией действующей;

использование более высокогонапряжения при близких показателях вариантов;

сооружение подстанций закрытоготипа, прокладка кабельных линий взамен воздушных;

использование двухцепных(многоцепных) ВЛ.

5.14. Выбор схемы и параметровосновных электрических сетей энергосистем производится:

по планируемым потокам мощности, которые характеризуютсясредними условиями нахождения основного оборудования электростанций в плановоми аварийном ремонтах;

по расчетным максимальным потокаммощности, которые характеризуются неблагоприятными сочетаниями нахождения вплановом и послеаварийном ремонтах основного оборудования электростанции.

5.15. Планируемые потокимощности между ОЭС обусловлены: совмещением максимумов нагрузок рассматриваемыхчастей энергосистем;

экономической эффективностьюпередачи электроэнергии взамен транспорта топлива из одной части энергосистемыв другую или целесообразностью использования энергии и мощности крупных ГЭС,расположенных в одной ОЭС, в переменной части графика нагрузки другой ОЭС;

несоответствием ввода мощностикрупных энергоблоков на электростанциях росту максимума нагрузки ОЭС.

Для обеспечения надежногофункционирования ЕЭС России с электропередачами большой пропускной способностина дальние расстояния и предотвращения возможного развития аварий при ихотключении приняты максимально допустимые значения относительных дефицитовмощности при нормальной схеме и в нормальных режимах работы, которые зависят отмощности нагрузки в приемных частях ЕНЭС.

В соответствии с требованиями попредотвращению каскадного развития аварий принято, что относительный дефицитмощности в приемных ОЭС не должен превышать 5-10 % их максимальной нагрузки.

5.16. Для каждого предлагаемогок сооружению электросетевого объекта выполняется обоснованиетехнико-экономической эффективности.

Процесс технико-экономическогообоснования электросетевых объектов характеризуется следующими основнымиэтапами: определение технической необходимости сооружения; выбор техническихрешений; оценка экономической эффективности отобранных решений.

5.17. Пропускная способностьсистемообразующих связей ЕЭС России в сечениях между ОЭС определяется порасчетным максимальным перетокам мощности, которые обусловлены планируемымиперетоками мощности между ОЭС и перетоками взаиморезервирования.

Перетоки взаиморезервированияобусловлены сокращением расчетного оперативного резерва энергосистем при ихсовместной работе в ЕЭС России.

Пропускная способностьмежсистемных связей ЕЭС в сечениях между ОЭС не должна быть меньше величины,принимаемой процентом от максимума нагрузки меньшей из рассматриваемых частейЕЭС России согласно таблице.

Максимумнагрузки меньшей из частей ЕЭС России, ГВт

10 и менее

15

20

25

30

35

40

45

50

60

70

80

90

100

Пропускнаяспособность

18,0

13,5

11,0

9,5

8,3

7,5

6,8

6,3

5,8

5,1

4,6

4,2

3,9

3,7

5.18. Необходимаяпропускная способность в сечениях основной электрической сети ОЭС определяетсятаким образом, чтобы обеспечивать:

покрытие максимума нагрузки вдефицитных частях ОЭС при нормальной схеме сети в утяжеленном режиме (послеаварийного отключения наиболее крупного генерирующего блока в рассматриваемойчасти ОЭС при средних условиях нахождения остального генерирующего оборудованияв плановых и послеаварийных ремонтах) при использовании имеющегося врассматриваемой части ОЭС собственного резерва мощности;

покрытие максимума нагрузкипосле аварийного отключения любого ее элемента: линии (одной цепи двухцепнойлинии), трансформатора и т.д. в нормальной схеме сети (критерий N-1).

5.19. Необходимые коэффициентызапаса статической устойчивости в послеаварийных режимах и условия примененияпротивоаварийной автоматики для обеспечения успешности переходных процессовдолжны соответствовать требованиям по устойчивости энергосистем.

В нормальной схеме и принормальном перетоке устойчивость в сети 500 кВ и ниже должна обеспечиваться безприменения ПА при возмущениях группы I. К этой группеотносится отключение сетевого элемента основными защитами при однофазном К.З. суспешным АПВ (для сетей 330 кВ и выше — ОАПВ, 110-220 кВ — ТАПВ), а также снеуспешным АПВ.

При отключении элемента сети 750кВ и выше, в том числе в результате неуспешного ОАПВ после однофазного К.З.,устойчивость может обеспечиваться с применением ПА. но без воздействия наразгрузку АЭС и при объеме нагрузки, отключаемой САОН, не более 30 %передаваемой по сечению мощности и не более 5-7 % нагрузки приемнойэнергосистемы (большее число относится к энергосистеме, меньшее — кэнергообъединению).

Для пусковых схем объектовдопускается применение ПА для предотвращения нарушения устойчивости привозмущениях группы I, а также при отключении элемента сети750 кВ и выше, в том числе в результате неуспешного ОАПВ после однофазногоК.З., но без воздействия на разгрузку АЭС.

5.20. Планируемый перетокмощности в час максимума нагрузки характеризуется оптимальной загрузкойэлектростанций при средних условиях нахождения их основного оборудования вплановых и послеаварийных ремонтах.

По планируемым перетокаммощности определяются сечения проводов линий электропередачи, рациональныеспособы резервирования элементов сети и годовые потери мощности иэлектроэнергии в основных сетях.

5.21. Для избыточной части ОЭСмаксимальный избыток мощности находится как выдача всей мощности узла завычетом части мощности, соответствующей среднему значению аварийного ремонта.

Для узлов, включающих однуэлектростанцию, максимальный дефицит мощности определяется исходя из нахожденияв ремонте (плановом и послеаварийном) двух энергоблоков в период максимуманагрузки, а максимальная выдача — из условия работы электростанции полноймощностью.

5.22. При выборе схемы и параметровосновных сетей рекомендуется учитывать условия питания отдельных узлов присовпадении аварийного отключения одного из элементов сети с плановым ремонтомдругого (для периода проведения планового ремонта).

В процессе реализации проектнойсхемы сети допускается неполное резервирование отдельного энергоузла сограничением его максимальной нагрузки на время ремонта или замены основногооборудования на 25 %, но не более 400 МВт при внешнем электроснабжении на 750кВ, 250 МВт — при 500 кВ, 150 МВт — при 330 кВ и 50 МВт — при 220 кВ (приусловии обеспечения питания ответственных потребителей).

5.23. Схемы выдачи мощностикрупных электростанций к узловым подстанциям основной сети в нормальных режимахработы энергосистемы и в нормальной схеме сети должны обеспечивать возможностьвыдачи всей располагаемой мощности (за вычетом нагрузки распределительной сетии собственных нужд) на всех этапах сооружения электростанции (энергоблок,очередь).

Для АЭС указанное условие должновыполняться как в нормальной схеме сети, так и при отключении любой изотходящих линий или трансформатора связи шин без воздействия автоматики наразгрузку энергоблоков АЭС.

Для ГЭС и КЭС на органическомтопливе при отключении одной из отходящих линий высшего напряжения илитрансформатора связи шин рекомендуется обеспечивать выдачу всей располагаемоймощности электростанции в основную сеть за вычетом нагрузки распределительнойсети и собственных нужд.

Для выдачи мощностиэлектростанции рекомендуется предусматривать не более двух распределительныхустройств повышенных напряжений.

При соответствующем обоснованиик одному блочному трансформатору могут быть присоединены два или болеегенераторов. При этом суммарная мощность объединенного энергоблока, какправило, не должна превышать мощность наиболее крупного энергоблокаэнергосистемы или допустимый дефицит мощности в энергосистеме.

5.24. При проектировании сети220 — 330 кВ рекомендуется:

использовать в сети одно- идвухцепные ВЛ 220 — 330 кВ;

при питании ПС по одноцепной ВЛс двухсторонним питанием общее число промежуточных ПС не должно превышать трех,а длина такой ВЛ не должна быть больше 250 км;

присоединять к двухцепной ВЛ 220кВ с двухсторонним питанием до пяти промежуточных ПС. При этом присоединение ПС рекомендуется принимать по схеме«мостик» или блочной схеме (от одной или двух ВЛ 220 кВ);

проектировать сеть 220 — 330 кВвнешнего электроснабжения крупных и крупнейших городов с использованиемпринципа кольцевой конфигурации. В системе электроснабжения этих городоврекомендуется предусматривать сооружение не менее двух ПС 220 — 330 кВ, черезкоторые осуществляется связь с сетью энергосистемы, а питающие ВЛ рекомендуетсяпрокладывать по различным трассам.

При присоединении сети крупных икрупнейших городов к энергосистеме рекомендуется обеспечивать минимальныетранзитные перетоки мощности через городскую сеть. Общее количество ипропускная способность линий, связывающих сети этих городов с энергосистемой,рекомендуется выбирать с учетом обеспечения питания городских потребителей безограничений при отключении двухцепной питающей ВЛ 220 кВ;

выполнять, как правило,подстанции 220 — 330 кВ двухтрансформаторными. При большой концентрациинагрузок ПС 330 кВ могут выполняться с учетом установки трех-четырехтрансформаторов. Установка на ПС одного трансформатора допускается временно(первый этап развития двухтрансформаторной ПС) при обеспечении резервированияпотребителей.

Выбор схем и параметров распределительных сетей

5.25. Схема и параметрыраспределительной сети должны обеспечивать надежность электроснабжения, прикоторой питание потребителей осуществляется без ограничения нагрузки ссоблюдением нормативных требований к качеству электроэнергии при нормальнойсхеме сети и при отключении одной ВЛ (одной цепи двухцепной ВЛ) илитрансформатора с учетом допустимой перегрузки оставшихся в работе.

5.26. Проектированиераспределительной сети осуществляется с учетом следующего:

в районах с малым охватомтерритории сетями при близких значениях технико-экономических показателейвариантов развития сети рекомендуется отдавать предпочтение сооружению ВЛ поновым трассам;

в крупных городах и промышленныхрайонах с большой концентрированной нагрузкой по одной трассе можетпредусматриваться строительство двух и более ВЛ;

при прохождении ВЛ по территориигородов, промышленных районов, на подходах к электростанциям и подстанциям, встесненных условиях, лесных массивах и др. ВЛ рекомендуется выполнять надвухцепных опорах. При этом подвеска одной цепи рекомендуется в случае, когданеобходимость ввода второй цепи может возникнуть в срок более пяти лет послеввода первой, а также когда отключение первой цепи на время проведения работ поподвеске второй допустимо по условиям электроснабжения. Допускается подвеска наодних опорах цепей разных классов напряжений;

при питании ПС с потребителямипервой категории применение двух одноцепных ВЛ вместо одной двухцепнойдопускается при наличии обоснований;

для электроснабжения особойгруппы электроприемников должно предусматриваться дополнительное питание оттретьего независимого резервирующего источника питания;

центры питания следуетмаксимально приближать к потребителям, сокращая число трансформаций путемсооружения ПС глубоких вводов.

5.27. Схемы внешнегоэлектроснабжения промышленных предприятий, электрифицированных участков железныхдорог, перекачивающих станций нефтепроводов и газопроводов, городских исельских потребителей должны отвечать требованиям и рекомендациямсоответствующих инструкций и отраслевых норм. Схемы внешнего электроснабженияразличных потребителей, расположенные в одном районе, должны быть увязаны собшей схемой электрических сетей рассматриваемого района.

5.28. При развитии сетей 110 кВрекомендуется:

не допускать сооружения новыхпротяженных ВЛ 110 кВ параллельно существующим ВЛ 220 — 330 кВ;

использовать в качествеисточников питания сети 110 кВ подстанции 220 — 330/110 кВ, имеющие независимыепитающие линии;

обеспечивать двухстороннеепитание подстанций, присоединенных к одноцепной ВЛ 110 кВ. Длина такой ВЛ, как правило,не должна быть больше 120 км, а количество присоединяемых промежуточныхподстанций больше трех. Присоединение к такой ВЛ двухтрансформаторных ПСрекомендуется по схеме «мостик». Допускается присоединение ПС к одноцепнойтупиковой ВЛ 110 только на первом этапе развития сети. При этом резервированиеответственных потребителей должно быть обеспечено по сети вторичногонапряжения;

осуществлять применениедвухцепных ВЛ с двухсторонним питанием в системах электроснабжения крупных и крупнейшихгородов, а также в схемах внешнего электроснабжения потребителей транспортныхсистем (электрифицированные участки железных дорог, продуктопроводов и т.п.). Ктаким ВЛ рекомендуется присоединение не более пяти промежуточных ПС,осуществляя чередование ПС по схеме «мостик» и блочной схеме;

применять двухцепные тупиковыеВЛ в схемах электроснабжения крупных городов, промузлов, промышленныхпредприятий и т.п. с присоединением к такой ВЛ до двух ПС 110 кВ. При этомпотребители первой категории этих ПС должны резервироваться по сети вторичного напряжения. К двумодноцепным тупиковым ВЛ могут быть присоединены до трех подстанций;

принимать к установке на ПС 110кВ трансформаторы единичной мощностью не выше 63 МВА. Применение на ПС 110 кВтрансформаторов мощностью 80 МВА должно быть обосновано.

5.29. При развитии сетей 35 кВрекомендуется:

не допускать сооружения новыхпротяженных ВЛ 35 кВ параллельно существующим ВЛ 110 кВ и не сооружать новые ВЛ35 кВ протяженностью свыше 80 м;

оценивать целесообразностьсооружения новых ВЛ 35 кВ в габаритах 110 кВ;

рассматривать возможностьперевода существующих ВЛ и ПС 35 кВ на напряжение 110 кВ;

использовать преимущественноодноцепные ВЛ 35 кВ с питанием от разных ПС 110 — 220 кВ или разных секций(систем шин) одной ПС;

число подстанций, присоединяемыхк одноцепной ВЛ 35 кВ с двухсторонним питанием, не должно превышать пяти (безучета подстанций 35/0,4 кВ);

принимать к установке на ПС 35кВ трансформаторы единичной мощностью до 10 МВА.

Расчеты режимов электрических сетей

5.30. При проектированииразвития электрической сети ОЭС и ЕЭСРоссии выполняются расчеты установившихся режимов (нормальных ипослеаварийных), расчеты устойчивости и расчеты токов К. 3.

5.31. Целью выполняемых расчетовустановившихся режимов являются:

проверка работоспособности сетидля рассматриваемого расчетного уровня электропотребления;

выбор схем и параметров сети;

проверка соответствиярекомендуемой схемы сети требованиям надежности электроснабжения;

проверка выполнения требований куровням напряжений и выбор средств регулирования напряжения и компенсацииреактивной мощности;

разработка экономическиобоснованных мероприятий по снижению потерь мощности и электроэнергии вэлектрических сетях;

разработка мероприятий поповышению пропускной способности.

5.32. Расчетыпотокораспределения мощности, уровней напряжения и потерь мощности выполняютсяпри нормальной схеме сети, а также при отключении отдельных элементов схемы длядлительных режимов работы электростанций и условий годового максимума иминимума нагрузки.

5.32.1. Для проверкисоответствия рекомендуемой схемы сети требованиям надежности электроснабжениявыполняются расчеты послеаварийных режимов. Исходными условиями впослеаварийных режимах следует считать:

для основной сети ОЭС -совпадение отключения одного наиболее нагруженного элемента энергосистемы сплановым ремонтом другого;

для сети региональнойэнергосистемы или участка сети — отключение одного наиболее нагруженногоэлемента энергосистемы (энергоблок, автотрансформатор связи шин на электростанцииили элемент сети) в период максимальных нагрузок.

5.32.2. Расчет нормальной схемысети предполагает включение в работу всех ВЛ и трансформаторов. При проведениирасчетов рекомендуется руководствоваться следующим:

сети 35 кВ, имеющиедвухстороннее питание от разных ПС, рекомендуется принимать разомкнутыми, асети 110 кВ и выше — замкнутыми;

точки размыкания сетей 110 — 220кВ должны быть обоснованы;

при проведении расчетов основнойсети ОЭС и ЕЭС сети 110 кВ и часть сети 220 кВ допускается принимать разомкнутыми.

5.32.3. В энергосистемахРоссийской Федерации максимальные нагрузки соответствуют осенне-зимнемупериоду. Для отдельных энергорайонов и участков сети при наличии крупныхсезонных потребителей максимальные нагрузки могут иметь место в другое времягода. Режим минимальной нагрузки в энергосистемах соответствует весенне-летнемупериоду.

5.32.4. Для решения отдельныхвопросов помимо расчетов режимов максимальной и минимальной нагрузкирассматриваются другие характерные режимы. К ним могут быть отнесены режимы:

летнего максимума нагрузки вцелях проверки пропускной способности сети, в составе которой работает мощнаяТЭЦ с большой долей отопительной нагрузки;

летнего минимума нагрузки приобосновании схем выдачи мощности АЭС;

зимнего минимума нагрузки вусловиях значительной загрузки ТЭЦ по тепловому графику (в целях проверкиуровней напряжения в сети);

режима паводка в целях проверкипропускной способности сети энергосистем с большой долей ГЭС.

5.33. При выполнении расчетовустановившихся режимов следует руководствоваться следующим:

в питающих пунктах сетинаибольшие расчетные напряжения при отсутствии более точных данныхрекомендуется принимать ниже максимальных рабочих: на 1 % для сетей 500 кВ ивыше и на 2,5 % для сетей 330 кВ и ниже;

расчетные напряжения на шинахгенераторов электростанций в режиме максимума нагрузки принимаются не выше 1,1номинального напряжения;

на шинах ВН подстанций в режимемаксимума нагрузок рекомендуются такие уровни напряжения, при которых навторичной стороне трансформаторов с учетом использования РПН напряжение небудет ниже 1,05 номинального в нормальных и не ниже номинального впослеаварийных режимах;

в режиме минимума нагрузкинапряжение на шинах ВН подстанций 35 — 220 кВ, как правило, не должно превышатьболее чем на 5 % номинальное напряжение сети. Более высокое напряжение настороне ВН трансформаторов допускается при условии, что на шинах 6 — 10 кВ небудет превышено номинальное;

в расчетах электрических сетей35 — 220 кВ напряжение на шинах СН и НН питающих подстанций при отсутствииисходных данных рекомендуется принимать: для режима максимальных нагрузок -1,05 номинального, а для режима минимальных нагрузок — равное номинальномунапряжению сети.

5.34. Регулирование напряжения иреактивной мощности в основной сети осуществляется путем изменения режимовгенераторов электростанций по напряжению и реактивной мощности, нагрузкиуправляемых средств компенсации реактивной мощности (синхронных и статическихтиристорных компенсаторов, управляемых шунтирующих реакторов и другихуправляемых средств компенсации реактивной мощности), изменения коэффициентовтрансформации автотрансформаторов, коммутации неуправляемых шунтирующихреакторов и батарей статических конденсаторов.

При выборе средств регулированиянапряжения следует исходить из того, что на всех подстанциях 35 — 750 кВустанавливаются трансформаторы с устройством регулирования напряжения поднагрузкой (РПН). Установка трансформаторов без РПН (за исключением случаев ихработы в блоке с генераторами) требует специальных обоснований.

На действующих ПС странсформаторами без РПН, замена которых не требуется по условиям ростанагрузок, при необходимости рекомендуется устанавливать линейные регулировочныетрансформаторы.

Автотрансформаторы с сочетанием напряжений1150/500 кВ устройств регулирования напряжения не имеют.

При присоединении потребителей кобмотке НН автотрансформаторов 220 — 330/110/НН рассматриваетсяцелесообразность использования линейного регулировочного трансформатора всопоставлении с вариантом установки на ПС трансформатора с сочетаниемнапряжений 110/НН.

Для регулирования перетоковактивной мощности в замкнутой кольцевой сети энергосистемы в отдельных случаяхрассматривается целесообразность установки трансформаторов продольно-поперечногорегулирования напряжения.

Для регулирования перетоковактивной мощности в замкнутой кольцевой сети рекомендуется рассматриватьцелесообразность применения новых управляемых элементов электрической сети сиспользованием преобразовательной техники нового поколения (линииэлектропередачи постоянного тока, управляемые вставки постоянного и переменноготока и др.).

5.35. При расчетахустановившихся режимов следует исходить из того, что для снижения колебанийнапряжения в сетях энергосистем от работающих у потребителя мощныхэлектроприемников (дуговые сталеплавильные печи, синхронные двигатели) инесимметрии напряжения, создаваемой тяговой нагрузкой, потребителемосуществляются расчеты и проводятся мероприятия, обеспечивающие условиявыполнения требований к качеству напряжения.

5.36. Выбор мощности и местаустановки компенсирующих устройств (статических тиристорных компенсаторов исинхронных компенсаторов, батарей конденсаторов шунтовой и продольнойкомпенсации, управляемых и неуправляемых шунтирующих реакторов и другихрегулируемых средств компенсации реактивной мощности) в основной ираспределительной сети производится исходя из необходимости повышенияпропускной способности сети в нормальных и послеаварийных режимах, условийвключения линий, защиты от внутренних перенапряжений, поддержания необходимыхуровней напряжения, обеспечения непрерывного быстрого регулирования напряжения.

5.36.1. Реактивные составляющиемаксимальных нагрузок в расчетах режимов электрической сети принимаются наоснове анализа отчетных и проектных данных.

Синхронные двигателирекомендуется принимать с выдачей реактивной мощности.

При отсутствии исходныхданных по реактивной составляющей нагрузки коэффициент реактивной составляющейнагрузки tg φ рекомендуетсяпринимать не выше следующих значений:

Напряжение ПС, кВ

Коэффициент реактивноймощности tg φ

6-10

0,4

35

0,49

110

0,54

220

0,59

5.36.2. В нормальныхрежимах работы энергосистем следует обеспечивать режим работы генераторов скоэффициентом мощности, близким к номинальному. В режимах минимальных нагрузокследует принимать:

для синхронных турбогенераторовединичной мощностью 100 — 300 МВт, а также гидрогенераторов с непосредственнымохлаждением обмоток прием реактивной мощности не допускается в нормальныхрежимах;

для синхронных турбогенераторов500. 800. 1000 и 1200 МВт прием реактивной мощности не допускается в любыхрежимах;

для турбогенераторов 500 и 1000МВт атомных электростанций во всех режимах следует обеспечивать выдачуреактивной мощности не менее 100 — 150 Мвар на агрегат соответственно;

для асинхронизированныхтурбогенераторов должна учитываться возможность их использования дляпотребления реактивной мощности из сети в зависимости от загрузки по активноймощности во всех режимах энергосистем.

Для гидрогенераторов с косвеннымохлаждением допускаются следующие режимы работы:

потребление реактивной мощностипри выдаче активной мощности при условии, чтобы полная мощность генератора непревышала его номинальную величину;

выдача или потреблениереактивной мощности, не превышающей номинальную величину, при работе в режимесинхронного компенсатора с отжатием воды из гидротурбины.

5.36.3. В целях снижения потерьмощности и электроэнергии в электрической сети рекомендуется рассматриватьцелесообразность установки дополнительных компенсирующих устройств, главнымобразом, непосредственно у потребителей на напряжении 0,4 — 10 кВ.

5.36.4. Применение регулируемыхсредств компенсации реактивной мощности (статических тиристорных компенсаторов,управляемых реакторов) на подстанциях основной сети энергосистемрассматривается при необходимости обеспечения быстрого и непрерывногорегулирования напряжения.

5.37. В схемах развитияэнергосистем необходимость установки шунтирующих реакторов для исключенияповышения напряжения выше допустимого уровня (в режиме минимальных нагрузок),компенсации избытков реактивной мощности и ограничения внутреннихперенапряжений в сетях 330 — 500 — 750 — 1150 кВ, а также в сетях спротяженными слабо загруженными ВЛ 220 кВ определяется расчетами режимов сетей330 кВ и выше (в отдельных случаях 220 кВ).

Мощность, число и размещениешунтирующих реакторов уточняется при проектировании конкретных линийэлектропередачи.

При отсутствии данных степенькомпенсации зарядной мощности линий следует принимать не менее 80-100 % — на500 кВ, 100-110 % — на 750 кВ и 110-120 % — на 1150 кВ (меньшие значенияхарактерны для BЛ отходяших от электростанций, большие- для линий с реверсивным характером работы).

5.38. Расчеты токов трехфазных иоднофазных К.З. выполняются в целях:

проверки соответствияустановленной коммутационной аппаратуры в распределительных устройствахдействующих энергетических объектов расчетным значениям токов К.З. и определенияобъема проведения необходимой модернизации и замены оборудования;

использования при анализетехнико-экономических показателей вариантов схемных решений с различнымиуровнями токов К.З.;

выявления требований ккоммутационной аппаратуре и другому оборудованию распределительных устройствпри конкретном проектировании, а также для оценки необходимости разработкинового оборудования;

разработки мероприятий поограничению токов К.З.

Расчетами определяетсяпериодическая составляющая тока К.З. в рекомендуемой схеме сети для режимовтрехфазного и однофазного К.З.

Другие параметры токов К.З.(относительное содержание апериодической составляющей, скоростьвосстанавливающегося напряжения) на контактах выключателей определяются вслучаях, предусмотренных Временными указаниями по учету токов К.З. приразработке схем развития энергосистем.

Методический подход к обоснованию объектовосновной электрической сети

5.39. На стадии выполнения работпо проектированию развития энергосистем выполняется только оценка экономическойэффективности. Процесс экономического обоснования электрических сетейхарактеризуется следующими основными этапами:

5.39.1. Обоснованиенеобходимости в сооружении объектов основной электрической сети, котороевызвано:

необходимостью присоединения косновной сети новых потребителей и новых электростанций;

изменением характера перетоков восновной сети вследствие неравномерности изменения спроса и его покрытия поузлам;

необходимостью выполнениятребований надежности электроснабжения;

использованием эффектов отобъединения энергосистем путем развития межсистемных связей и усиления степениих интеграции (сокращение резерва);

повышением экономичности работыэнергосистем за счет улучшения режимов работы электростанций и снижения потерьэлектроэнергии в сетях;

выполнением обязательств поэкспорту мощности и электроэнергии.

5.39.2. Выбор наиболееприемлемых технических решений.

5.39.3. Оценка экономической(общественной) эффективности отобранных решений.

Суммарное снижение затрат всистеме — системный эффект, получаемый потребителем от сооруженияобосновываемого сетевого объекта, определяется по выражению

                            (1)

где Т1 — срок службы объекта;

τ — текущие годыэксплуатации объекта;

ΔCnτ — снижениезатрат на ввод мощности;

ΔСwτ — снижениеиздержек на выработку и транспорт электроэнергии;

ΔАСиτ- снижение ущерба у потребителей;

ΔСрτ- дополнительная прибыль от экспорта электроэнергии;

Т0- год, к которому приводятся разновременные затраты; рекомендуетсяприведение к году выхода на постоянную эксплуатацию;

Е — ставка дисконтирования затрат, принимаемая равной стоимостикапитала на финансовом фондовом рынке и утверждаемая органами государственногорегулирования.

В настоящее время в России отсутствуетрекомендованная регулирующими органами удельная стоимость ущерба. В СССР впроектной практике ущерб оценивался на уровне 60 коп./кВт-ч.

В проводимых расчетах стоимостьущерба в России рекомендуется оценивать исходя из зарубежного опыта компенсацииущерба потребителям и электроемкости ВВП в размере 1,5-4 долл./ кВт-ч.

Для определения экономической(общественной) эффективности сооружения сетевого объекта системный эффектсравнивается с затратами по проекту.

Затраты, связанные с сооружениемсетевого объекта, определяются по выражению

                             (2)

где t-текущие годы строительства и эксплуатацииобъекта;

Кt — капитальныезатраты в год t;

Иt -эксплуатационные издержки в год t/

Сравнение различныхинвестиционных проектов и выбор лучшего из них производится по критериюэкономической эффективности с использованием различных показателей, к которымотносятся:

максимум чистогодисконтированного дохода (ЧДД);

индекс доходности (ИД);

внутренняя норма прибыли (ВНП);

срок окупаемостикапиталовложений (Т).

Чистый дисконтированный доходнаходится как разность между дисконтированным системным эффектом идисконтированными затратами:

ЧДД = Э — 3.

Положительность ЧДД говорит обэффективности проекта. Индекс доходности представляет собой отношениедисконтированного системного эффекта к дисконтированным затратам:

Индекс доходности тесно связан сЧДД: если ЧДД положителен, то ИД > 1 и проект эффективен, и наоборот.

Внутренняя норма доходностипредставляет собой ставку дисконтирования, при которой ЧДД равен нулю.Эффективность проекта оценивается положительно, если ВНП больше требуемой нормыдохода.

Срок окупаемости капвложений Т- это год, в котором разность между ЭТи ЗТстановится положительной и остается таковой до концарасчетного периода.

Приложение1
к Методическим рекомендациям по проектированию развития энергосистем

ЕЭС — единая энергетическаясистема;

ОЭС — объединеннаяэнергетическая система;

ЕНЭС — Единая национальнаяэлектрическая сеть;

АО — акционерное общество;

ГЭС — гидроэлектростанция;

ГАЭС — гидроаккумулируюшаяэлектростанция;

УУП — укрупненные удельныепоказатели;

РВП — региональный внутреннийпродукт;

ВВП — валовой внутреннийпродукт;

ТЭЦ — теплоэлектроцентраль;

ТЭК — топливно-энергетическийкомплекс;

АЭС — атомная электростанция;

КЭС — конденсационнаяэлектростанция;

ПГУ — парогазовая установка;

ГТУ — газотурбинная установка;

РФ — Российская Федерация;

МВА — мегавольт-ампер;

ВЛ — воздушная линия;

ПС — подстанция;

РУ — распределительноеустройство;

К.З. — короткое замыкание;

ПА — противоаварийнаяавтоматика;

АПВ — автоматическое повторноевключение;

ОАПВ — однофазное автоматическоеповторное включение;

ТАПВ — трехфазное автоматическоеповторное включение;

АСКУЭ — автоматическая системаконтроля и учета электроэнергии;

САОН — система автоматическогоотключения нагрузки;

МВт — мегаватт;

кВ — киловольт;

НН — низкое напряжение;

СН — среднее напряжение;

ВН — высокое напряжение;

РПН — регулирование напряженияпод нагрузкой;

Мвар — мегавольт-амперреактивный.

 

Кроме быстрого и качественного ремонта труб отопления, оказываем профессиональный монтаж систем отопления под ключ. На нашей странице по тематике отопления > resant.ru/otoplenie-doma.html < можно посмотреть и ознакомиться с примерами наших работ. Но более точно, по стоимости работ и оборудования лучше уточнить у инженера.

Для связи используйте контактный телефон ООО ДИЗАЙН ПРЕСТИЖ 8(495) 744-67-74, на который можно звонить круглосуточно.

Обратите внимание

Наша компания ООО ДИЗАЙН ПРЕСТИЖ входит в состав некоммерческой организации АНО МЕЖРЕГИОНАЛЬНАЯ КОЛЛЕГИЯ СУДЕБНЫХ ЭКСПЕРТОВ. Мы так же оказываем услуги по независимой строительной технической эесаертизе.