Требования к разработке мероприятий по перспективному развитию энергосистем

5.1. Мероприятия по перспективному развитию энергосистем, разрабатываемые в рамках деловых процессов, приведенных в пункте 1.1 Стандарта (за исключением делового процесса рассмотрения заявок субъектов электроэнергетики на вывод из эксплуатации объектов диспетчеризации), реализация которых позволяет обеспечить допустимые параметры электроэнергетического режима энергосистем (далее – мероприятия по перспективному развитию энергосистем), должны разрабатываться только при невозможности обеспечения требований к параметрам электроэнергетического режима посредством реализации схемно-режимных мероприятий, указанных в разделе 4 Стандарта.

5.2. Мероприятия по перспективному развитию энергосистем, включающие мероприятия по:

̶ сооружению (реконструкции) ЛЭП и электросетевого оборудования;

̶ сооружению (реконструкции) объектов по производству электрической энергии;

̶ развитию противоаварийного управления,

должны быть приведены в перечнях мероприятий по ликвидации «узких» мест в энергосистеме с учетом положений пункта 5.6 Стандарта.

5.3. Выбор приоритетного варианта мероприятий по перспективному развитию энергосистем должен осуществляться исходя из необходимости минимизации объема и капиталоемкости технических решений.

5.4. В случае если в СиПР и (или) инвестиционных программах субъектов электроэнергетики предусмотрены комплексные технические решения (например, сооружение нового центра питания, комплексная реконструкция объекта электроэнергетики, строительство объекта по производству электрической энергии и т.п.), реализация которых обеспечивает выполнение требований к параметрам электроэнергетического режима, при разработке мероприятий по перспективному развитию энергосистем помимо рассмотрения указанных комплексных технических решений должны быть проработаны альтернативные (более простые и менее затратные) мероприятия.

5.5. При выявлении невыдаваемой («запертой») мощности электростанций (при загрузке одной или нескольких электростанций энергорайона (энергоузла) до располагаемой мощности параметры электроэнергетического режима находятся вне области допустимых значений) разработка мероприятий, обеспечивающих увеличение выдаваемой мощности, и их включение в перечень мероприятий по ликвидации «узких» мест в энергосистеме должны осуществляться только при условии, если снижение объема невыдаваемой мощности позволяет исключить необходимость или снизить объем ввода ГВО в схемно-режимных ситуациях и режимно-балансовых условиях, рассматриваемых в соответствии с требованиями
раздела 4 Стандарта.

5.6. Если недопустимые изменения параметров электроэнергетического режима являются следствием планируемого ТП либо реализация планируемого ТП приводит к увеличению требуемого объема ГВО для обеспечения допустимых значений параметров электроэнергетического режима, мероприятия, обеспечивающие техническую возможность ТП:

̶ не должны включаться в перечень мероприятий по ликвидации «узких» мест в энергосистеме;

̶ подлежат включению в ТУ.

5.7. При наличии существующих потребителей, энергорайонов (энергоузлов), схема электроснабжения которых предусматривает отделение на изолированную работу при нормативном возмущении в единичной ремонтной схеме (например, по двум ЛЭП, от подстанции с двумя трансформаторами и по аналогичным схемам), решение о необходимости реализации мероприятий по первичному электросетевому оборудованию в рамках деловых процессов, указанных в пункте 1.1 Стандарта (за исключением делового процесса рассмотрения заявок субъектов электроэнергетики на вывод из эксплуатации объектов диспетчеризации), должно приниматься с учетом характера нагрузки и особенностей режимов работы соответствующих энергопринимающих устройств потребителей (энергорайонов (энергоузлов)).

5.8. Если в соответствии с пунктом 5.7 Стандарта необходима реализация мероприятий по первичному электросетевому оборудованию и применение требований раздела 4 Стандарта для новой топологии электрической сети
(с учетом решений, принятых в соответствии с пунктом 5.7 Стандарта) приводит к необходимости реализации дополнительныхмероприятий по первичному электросетевому оборудованию, решение о необходимости реализации дополнительных мероприятий по первичному электросетевому оборудованию не принимается.

В указанном случае при реализации делового процесса по определению мероприятий, обеспечивающих техническую возможность технологического присоединения к электрическим сетям, принимается решение о необходимости реализации мероприятий по противоаварийному управлению в отношении присоединяемых энергопринимающих устройств.

Решение о необходимости применения противоаварийного управления при реализации остальных деловых процессов, указанных в пункте 1.1 Стандарта, должно приниматься с учетом характера нагрузки и особенностей режимов работы соответствующих энергопринимающих устройств потребителей (энергорайонов (энергоузлов)).

5.9. При определении мероприятий по технологическому присоединению новых энергопринимающих устройств потребителя в энергорайонах (энергоузлах), схема электроснабжения которых предусматривает отделение на изолированную работу при нормативном возмущении в единичной ремонтной схеме (например, по двум ЛЭП, от подстанции с двумя трансформаторами и по аналогичным схемам), решение о неприменении в полном объеме требований раздела 4 Стандарта для послеаварийных и ремонтных схем и возможности применения в таких схемах противоаварийного управления в отношении энергопринимающих устройств данного потребителя для обеспечения технической возможности его технологического присоединения должно приниматься с учетом характера нагрузки и категории надежности электроснабжения соответствующего потребителя.

Библиография

[1] Свод правил СП 131.13330.2012 «Строительная климатология. Актуализированная редакция СНиП 23-01-99*» (утвержден приказом Минрегиона России от 30.06.2012 № 275).

[2] Правила разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики (утверждены постановлением Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 № 823). [3] Методические указания по устойчивости энергосистем (утверждены приказом Минэнерго России от 30.06.2003 № 277).

СТО 59012820.27.010.001-2017

____________________

Акционерное общество «Системный оператор Единой энергетической системы»
наименование организации-разработчика
Руководитель организации- разработчика
Председатель Правления				Б.И. Аюев
должность		личная подпись		инициалы, фамилия
Руководитель разработки
Заместитель Председателя Правления				С.А. Павлушко
должность		личная подпись		инициалы, фамилия
Исполнители:
Заместитель директора по управлению развитием ЕЭС				Д.В. Пилениекс
должность		личная подпись		инициалы, фамилия
Заместитель главного диспетчера по режимам				В.А. Дьячков
должность		личная подпись		инициалы, фамилия
Начальник Службы долгосрочного планирования энергетических режимов				И.В. Тупицин
должность		личная подпись		инициалы, фамилия

[1] Здесь и далее под «применением ПА» понимается увеличение объема ОН существующей ПА, реализация новой ПА на ОН (в том числе при рассмотрении ТП – полное подключение присоединяемой нагрузки под действие ПА) для:

– увеличения МДП в создавшейся ремонтной схеме;

– снижения токовой нагрузки ЛЭП и электросетевого оборудования;

– увеличения напряжения.

При невозможности увеличения объема ОН или реализации новой ПА – усиление электрической сети, сооружение объектов генерации.