Приложение N 2

к Правилам разработки

и согласования схем выдачи мощности

объектов по производству электрической

энергии и схем внешнего электроснабжения

энергопринимающих устройств потребителей

электрической энергии, утвержденным

приказом Минэнерго России

от 28.12.2020 N 1195

ТРЕБОВАНИЯ

К СОСТАВУ И ОБЪЕМУ РАСЧЕТОВ, СОСТАВУ И СОДЕРЖАНИЮ РАБОТ,

ВЫПОЛНЯЕМЫХ В РАМКАХ РАЗРАБОТКИ СХЕМЫ

ВНЕШНЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

1. При разработке схемы внешнего электроснабжения необходимо:

провести краткий анализ существующего баланса мощности и электрической энергии энергорайона, территориальной энергосистемы и (или) объединенной энергосистемы, на территории которого(ой) планируется технологическое присоединение энергопринимающих устройств заявителя (далее - энергорайон), и разработать основные показатели развития электроэнергетики энергорайона с оценкой уровня потребления электрической энергии и мощности в отдельных узлах, суточного графика нагрузки, балансов мощности и электрической энергии. При разработке схемы внешнего электроснабжения энергопринимающих устройств, влияющих на режим работы прилегающего энергорайона, должны также рассматриваться балансы мощности и электрической энергии прилегающих энергорайонов;

разработать балансы мощности и электрической энергии энергорайона с учетом 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:

для каждого этапа технологического присоединения энергопринимающих устройств;

на перспективу 5 лет начиная с указанной в техническом задании планируемой даты завершения последнего этапа технологического присоединения энергопринимающих устройств 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 внешнего электроснабжения (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 внешнего электроснабжения, в случае если планируемые сроки реализации последующих этапов технологического присоединения энергопринимающих устройств выходят за пределы расчетного периода схемы и программы развития (далее - перспектива 5 лет).

2. При разработке схемы внешнего электроснабжения должен быть проведен анализ режима работы основной электрической сети напряжением 110 кВ и выше (в случае если схемой внешнего электроснабжения предусматривается присоединение энергопринимающих устройств заявителя к электрическим сетям напряжением 6 - 35 кВ, также анализ режима работы электрической сети напряжением 6 - 35 кВ соответственно) (далее по тексту настоящих требований - 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 основной электрической сети напряжением (6 - 35) 110 кВ и выше энергорайона для каждого этапа технологического присоединения энергопринимающих устройств и на перспективу 5 лет.

3. При определении технических мероприятий по строительству (реконструкции, модернизации) электрических сетей должны быть учтены этапы технологического присоединения энергопринимающих устройств, а также заявленная категория надежности электроснабжения энергопринимающих устройств заявителя.

4. Для определения основных технических решений по схеме внешнего электроснабжения 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) для каждого этапа технологического присоединения энергопринимающих устройств и на перспективу 5 лет.

При проведении расчетов электроэнергетических режимов необходимо учитывать существующие устройства сетевой автоматики и устройства (комплексы) противоаварийной автоматики, 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 форме.

5. На основании результатов расчетов и технико-экономического сравнения вариантов должен быть определен рекомендуемый вариант технических решений по внешнему электроснабжению энергопринимающих устройств заявителя (далее - рекомендуемый вариант).

При технико-экономическом сравнении вариантов технических решений в качестве рекомендуемого варианта выбирается вариант технических решений, обеспечивающий техническую возможность внешнего электроснабжения энергопринимающих устройств заявителя с соблюдением требований, предусмотренных настоящим приложением, суммарные дисконтированные затраты на реализацию которого с учетом всего перечня мероприятий для схемы внешнего электроснабжения, выполняемых всеми собственниками или иными законными владельцами объектов электроэнергетики, являются наименьшими.

6. При разработке схемы внешнего электроснабжения для рекомендуемого варианта должны быть выполнены расчеты статической устойчивости в электрической сети энергорайона для нормальной и основных ремонтных схем, а также нормативных возмущений в указанных схемах в соответствии с требованиями Методических указаний по устойчивости энергосистем.

На основании результатов указанных расчетов должны быть определены предварительные величины максимально допустимых перетоков активной мощности в существующих и вновь образуемых контролируемых сечениях, на максимально допустимые перетоки активной мощности в которых оказывают влияние состав и (или) технологический режим работы элементов схемы внешнего электроснабжения.

7. В случае если результаты расчетов статической устойчивости в электрической сети энергорайона для рекомендуемого варианта не удовлетворяют требованиям Методических указаний по устойчивости энергосистем и Методических указаний по проектированию развития энергосистем, либо выявлена необходимость увеличения максимально допустимого перетока активной мощности в контролируемых сечениях, должны быть разработаны мероприятия по обеспечению статической устойчивости в электрической сети энергорайона (усиление электрической сети, установка и (или) модернизация устройств (комплексов) ПА с определением принципов действия, необходимых видов, объемов и дискретности управляющих воздействий ПА) для каждого этапа технологического присоединения энергопринимающих устройств и на перспективу 5 лет.

8. При разработке схемы внешнего электроснабжения для рекомендуемого варианта должны быть проведены расчеты токов короткого замыкания в электрической сети напряжением (6 - 35) 110 кВ и выше энергорайона для каждого этапа технологического присоединения энергопринимающих устройств и на перспективу 5 лет и выполнена оценка соответствия оборудования токам короткого замыкания на объектах электроэнергетики классом напряжения (6 - 35) 110 кВ и выше энергорайона. Результаты расчетов должны быть представлены в табличной и графической форме.

По результатам расчетов должны быть определены требования к оборудованию объектов электросетевого хозяйства и энергопринимающих устройств заявителя и технические решения по замене оборудования на других объектах электроэнергетики энергорайона и (или) разработаны мероприятия по ограничению токов короткого замыкания.

9. Указанные в пунктах 4, 6 и 8 настоящего приложения расчеты электроэнергетических режимов, статической устойчивости и токов короткого замыкания должны проводиться для каждого этапа технологического присоединения энергопринимающих устройств и на перспективу 5 лет.

10. При разработке схемы внешнего электроснабжения для рекомендуемого варианта должен быть выполнен анализ уровней напряжения в точке присоединения энергопринимающих устройств заявителя и в прилегающей электрической сети напряжением (6 - 35) 110 кВ и выше энергорайона для каждого этапа технологического присоединения энергопринимающих устройств и определены технические решения по установке необходимых источников реактивной мощности и средств компенсации реактивной мощности для обеспечения допустимых уровней напряжения и качества электрической энергии.

При разработке схемы внешнего электроснабжения для энергопринимающих устройств заявителя, функционирование которых может оказать влияние на качество электрической энергии в части несинусоидальности напряжения, несимметрии напряжений и (или) колебаний напряжения, также должен быть выполнен анализ их влияния на указанные показатели качества электрической энергии в точке присоединения и в прилегающей электрической сети и разработаны мероприятия по предотвращению нарушения требований к качеству электрической энергии.

11. При разработке схемы внешнего электроснабжения должен быть выполнен анализ существующих устройств и комплексов РЗА и каналов связи для функционирования РЗА в энергорайоне, а также на объекте заявителя (в случае разработки схемы внешнего электроснабжения для существующих энергопринимающих устройств заявителя).

Для рекомендуемого варианта должны быть определены основные технические решения по оснащению электрической сети, объектов электросетевого хозяйства и энергопринимающих устройств заявителя комплексами и устройствами РЗА и каналами связи для функционирования РЗА (включая функциональные схемы таких комплексов и устройств РЗА и схемы организации каналов связи для функционирования РЗА, учитывающие схемы их размещения), подключению энергопринимающих устройств заявителя под действие устройств (комплексов) ПА в соответствии с требованиями:

Правил технологического функционирования электроэнергетических систем, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 13 августа 2018 г. N 937;

нормативных правовых актов Минэнерго России, утвержденных в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 13 августа 2018 г. N 937 "Об утверждении Правил технологического функционирования электроэнергетических систем и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации";

Правил полного и (или) частичного ограничения режима потребления электрической энергии, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 4 мая 2012 г. N 442 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2012, N 23, ст. 3008; 2020, N 36, ст. 5617).

Правил разработки и применения графиков аварийного ограничения режима потребления электрической энергии (мощности) и использования противоаварийной автоматики, утвержденных приказом Минэнерго России от 6 июня 2013 г. N 290 (зарегистрирован Минюстом России 9 августа 2013 г., регистрационный N 29348), с изменениями, внесенными приказом Минэнерго России от 18 октября 2018 г. N 898 (зарегистрирован Минюстом России 14 ноября 2018 г., регистрационный N 52677).

12. При разработке схемы внешнего электроснабжения для рекомендуемого варианта должна быть:

разработана карта-схема электрической сети энергорайона;

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

проведена предварительная оценка капитальных затрат на реализацию технических решений по внешнему электроснабжению энергопринимающих устройств, включая ориентировочные затраты на реализацию технических решений по оснащению электрической сети, объектов электросетевого хозяйства и энергопринимающих устройств заявителя комплексами и устройствами РЗА, с разделением затрат на реализацию технических мероприятий по объектам электроэнергетики, необходимость реализации технических мероприятий на которых предусмотрена рекомендуемым вариантом.

Абзац утратил силу. - Приказ Минэнерго России от 17.02.2023 N 82.

13. При технико-экономическом сравнении вариантов внешнего электроснабжения в соответствии с пунктом 5 настоящего приложения и предварительной оценке капитальных затрат на реализацию технических мероприятий по строительству (реконструкции, модернизации) электрических сетей, в том числе технических решений, планируемых к реализации на объектах смежных сетевых организаций, для рекомендуемого варианта затраты на реализацию мероприятий на объектах электросетевого хозяйства должны определяться с учетом укрупненных нормативов цены типовых технологических решений, утвержденных приказом Минэнерго России от 17 января 2019 г. N 10 "Об утверждении укрупненных нормативов цены типовых технологических решений капитального строительства объектов электроэнергетики в части объектов электросетевого хозяйства" (зарегистрирован Минюстом России 7 февраля 2019 г., регистрационный N 53709).