96. Мощность электростанций, требуемая для обеспечения баланса мощности, при формировании балансов мощности синхронных зон и технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем должна определяться путем проведения расчетов балансовой надежности.

97. Расчеты балансовой надежности должны выполняться на основе:

а) информации, указанной в пункте 81 Методических указаний;

б) фактической информации о режимах потребления электрической энергии (графиках нагрузки) энергосистем за базовый период;

в) состава генерирующего оборудования, учтенного при формировании баланса мощности на соответствующий расчетный год;

г) располагаемой мощности генерирующего оборудования, определяемой в соответствии с пунктом 83 Методических указаний;

д) информации о внеплановых простоях объектов электроэнергетики за базовый период;

е) информации о параметрах элементов электрической сети.

98. Расчеты балансовой надежности должны выполняться с использованием энергетической расчетной модели ЕЭС России (технологически изолированной территориальной электроэнергетической системы), формируемой с соблюдением следующих требований:

а) границы агрегированных узлов энергетической расчетной модели (далее - зоны надежности) определяются контролируемыми сечениями электрической сети с пропускной способностью, ограничивающей взаимное резервирование генерирующих мощностей, и одинаковым влиянием нагрузки узлов, агрегируемых в зону надежности, на перетоки мощности по эквивалентным ветвям энергетической расчетной модели, соединяющим зоны надежности (далее - межсистемные связи). Внутри зон надежности принимается допущение об отсутствии ограничений на передачу мощности;

б) пропускная способность межсистемной связи между зонами надежности или суммарная пропускная способность группы межсистемных связей определяется на основе величин максимально допустимых перетоков активной мощности в контролируемых сечениях электрической сети с учетом принятых к реализации технических решений по усилению электрической сети, исходя из условия достижения максимально возможной пропускной способности межсистемных связей при сохранении допустимых параметров электроэнергетического режима в соответствии с Методическими указаниями по устойчивости энергосистем;

в) зависимость потоков мощности по межсистемным связям между зонами надежности от нагрузки электростанций и потребителей в зонах надежности должна основываться на первом и втором законах Кирхгофа путем включения в энергетическую расчетную модель коэффициентов распределения потоков мощности, представляющих собой коэффициенты чувствительности изменения потоков мощности по межсистемным связям к изменению нагрузки электростанций и потребителей в зонах надежности и определяемых по данным о параметрах элементов электрической сети;

г) состав и располагаемая мощность генерирующего оборудования в зонах надежности принимаются в соответствии с информацией, указанной в подпунктах "е" и "ж" пункта 81 Методических указаний, и пунктом 83 Методических указаний, с учетом планируемых технических решений по снижению ограничений установленной генерирующей мощности электростанций;

д) потребление мощности в зонах надежности представляется прогнозным годовым почасовым графиком потребления мощности, формируемым для каждого месяца расчетного года на основе информации, указанной в подпункте "б" пункта 97 Методических указаний. Прогнозные графики потребления мощности формируются для каждой зоны надежности и синхронизируются на московское время;

е) энергосистемы зарубежных государств, через электрические сети которых не осуществляется транзит электрической энергии между отдельными частями ЕЭС России, моделируются путем задания средних ожидаемых почасовых величин (графика) сальдо перетоков экспорта-импорта мощности из соответствующих зон надежности ЕЭС России;

ж) энергосистемы зарубежных государств, через электрические сети которых осуществляется транзит электрической энергии между отдельными частями ЕЭС России, моделируются отдельными зонами надежности, для которых задаются средние ожидаемые почасовые величины (график) сальдо перетоков экспорта-импорта мощности.

99. При расчете показателей балансовой надежности зон надежности должны учитываться:

а) плановые и внеплановые ремонты генерирующего оборудования;

б) внеплановые ремонты линий электропередачи, влияющие на пропускную способность межсистемных связей;

в) нерегулярные изменения потребления мощности в зонах надежности, соответствующие случайным отклонениям потребления мощности от средних ожидаемых величин, в том числе в связи с отклонениями температуры наружного воздуха от среднемноголетних значений;

г) внутригодовые сроки изменения мощности действующих электростанций и ввода в эксплуатацию генерирующих мощностей;

д) информация о фактической нагрузке ВЭС и СЭС, имеющаяся за период с момента ввода электростанции в эксплуатацию.

100. Для учета внеплановых ремонтов (моделирования отказов) элементов энергосистемы должен использоваться коэффициент аварийности объекта электросетевого хозяйства или генерирующего оборудования q_ав (о.е.), который характеризует относительное время внеплановых ремонтов энергооборудования за год:

, (42)

где:

t_ав - суммарное число часов простоя оборудования во внеплановых (включая аварийные) ремонтах в базовом периоде (ч);

t_раб - продолжительность работы оборудования в базовом периоде (ч).

Коэффициенты аварийности должны рассчитываться по результатам обработки информации о фактическом изменении технологического режима работы или эксплуатационного состояния соответствующего оборудования, а при отсутствии такой информации - на основе информации по аналогичному оборудованию.

101. При расчете показателей балансовой надежности плановая рабочая мощность электростанций P_раб (МВт) для каждого часа расчетного года должна определяться как разность между располагаемой мощностью и ремонтным снижением располагаемой мощности электростанций в связи с проведением плановых ремонтов P_рем (МВт):

P_раб = P_расп - P_рем. (43)

102. Ремонтное снижение располагаемой мощности электростанций в связи с проведением плановых ремонтов P_рем должно определяться на основании годовых объемов плановых ремонтов и их распределения по месяцам расчетного года. При этом распределение годовых объемов плановых ремонтов по месяцам расчетного года должно осуществляться в соответствии с перспективными и годовыми планами ремонта (планами контроля технического состояния и ремонта) оборудования, зданий и сооружений, а также периодами реконструкции и технического перевооружения, определенными на основе информации, указанной в подпункте "з" пункта 47 Методических указаний, а при их отсутствии:

а) для ГЭС и ТЭС с паротурбинным оборудованием - в соответствии с требованиями к периодичности и продолжительности проведения плановых ремонтов, установленными требованиями к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок "Правила организации технического обслуживания и ремонта объектов электроэнергетики", утвержденными приказом Минэнерго России от 25 октября 2017 г. N 1013 <18>;

--------------------------------

<18> Зарегистрирован Минюстом России 26 марта 2018 г., регистрационный N 50503, с изменениями, внесенными приказом Минэнерго России от 13 июля 2020 г. N 555 (зарегистрирован Минюстом России 23 октября 2020 г., регистрационный N 60538).

б) для ТЭС с газотурбинным, парогазовым и прочими видами оборудования, а также для АЭС, ГАЭС, СЭС и ВЭС - на основе статистических данных.

103. При распределении годовых объемов плановых ремонтов по месяцам расчетного года должны учитываться следующие принципы рационального планирования организации ремонтов:

а) плановые ремонты генерирующего оборудования ГЭС проводятся в период сезонного снижения их располагаемой мощности;

б) средние и капитальные ремонты генерирующего оборудования, работающего в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, проводятся вне отопительного периода;

в) средние и капитальные ремонты генерирующего оборудования ТЭС, кроме указанных в подпункте "б" настоящего пункта, проводятся в период сезонного снижения электрических нагрузок.

104. Расчет показателей балансовой надежности должен выполняться с использованием вероятностно-статистических методов.

При проведении указанного расчета для каждого часа расчетного года должно формироваться множество расчетных состояний энергосистемы путем моделирования случайных событий с использованием метода Монте-Карло, описанного в пункте B.5.10 приложения B к национальному стандарту Российской Федерации ГОСТ Р МЭК 31010-2021 "Надежность в технике. Методы оценки риска" <19> (далее - метод Монте-Карло).

--------------------------------

<19> Утвержден и введен в действие приказом Росстандарта от 24 сентября 2021 г. N 1011-ст (М., Российский институт стандартизации, 2021).

В качестве случайных событий должны рассматриваться внеплановые (в том числе аварийные) ремонты генерирующего оборудования, линий электропередачи, а также нерегулярные отклонения потребления мощности и нагрузки ВЭС и СЭС.

105. Моделирование одного случайного события eⁿ отключения генерирующего оборудования, линии электропередачи, вероятность которого равна pⁿ, должно осуществляться при разыгрывании одного случайного числа sⁿ из равномерно распределенного множества на интервале [0,1]. Если при этом sⁿ находится в интервале [0, pⁿ], следует считать, что событие eⁿ наступило, иначе событие eⁿ не наступило:

, (44)

где:

N - количество расчетных состояний.

106. При определении нерегулярных изменений потребления мощности в зонах надежности i должно осуществляться разыгрывание набора случайных чисел , распределенных нормально с математическим ожиданием, равным нулю, и ковариационной матрицей, определяемой на основе информации, указанной в подпункте "б" пункта 97 Методических указаний. Спрос на мощность в расчетных состояниях n для каждой зоны надежности i для каждого часа t расчетного года должен определяться по формуле:

, i = 1, ..., I, n = 1, ..., N, (45)

где:

y_i,t - прогнозируемая величина потребления мощности (МВт) в час t, определенная в соответствии с подпунктом "д" пункта 98 Методических указаний;

I - количество зон надежности.

107. Случайные величины нагрузок ВЭС и СЭС не должны превышать их максимальной мощности, определяемой по информации, указанной в подпункте "з" пункта 81 Методических указаний, и должны моделироваться по результатам обработки указанной информации за период не менее последних трех лет с учетом взаимной зависимости нерегулярных изменений нагрузки отдельных электростанций. При отсутствии указанной информации нагрузка ВЭС и СЭС в расчетах балансовой надежности учитываться не должна.

108. По результатам моделирования для каждого расчетного состояния n энергосистемы должны быть определены:

а) расчетная рабочая мощность в зонах надежности i, рассчитываемая как суммарная плановая рабочая мощность генерирующего оборудования с учетом мощности ВЭС и СЭС, определенной в соответствии с пунктом 107 Методических указаний, за вычетом суммарной располагаемой мощности генерирующего оборудования, находящегося во внеплановых ремонтах, определенного в соответствии с пунктом 105 Методических указаний;

б) пропускная способность межсистемных связей и их групп (МВт) в прямом и обратном направлении с учетом линий электропередачи, находящихся во внеплановых ремонтах, определенных в соответствии с пунктом 105 Методических указаний;

в) спрос на мощность (МВт) в зонах надежности i, определенный с учетом нерегулярных колебаний в соответствии с пунктом 106 Методических указаний;

г) коэффициенты распределения потоков мощности из зон надежности в балансирующую зону надежности на межсистемные связи (группы межсистемных связей), определяемые по данным о параметрах элементов электрической сети с учетом линий электропередачи, находящихся во внеплановых ремонтах, определенных в соответствии с пунктом 105 Методических указаний.

109. Для каждого расчетного состояния n должен определяться дефицит мощности с использованием оптимизационной модели минимизации дефицитов мощности, при этом требуется найти:

. (46)

При решении указанной расчетной задачи должны учитываться:

а) балансовые ограничения:

; (47)

; (48)

б) ограничения-неравенства на переменные:

; (49)

; (50)

; (51)

i = 1, ..., I, n = 1, ..., N, s = 1, ..., S,

где:

x_i - используемая мощность в зоне надежности i (МВт);

y_i - покрываемое потребление мощности в зоне надежности i (МВт);

z_s - поток мощности по S-й межсистемной связи (группе межсистемных связей) в прямом направлении (МВт);

, - пропускная способность S-ой межсистемной связи (группы межсистемных связей) в прямом и обратном направлении соответственно в расчетном состоянии n (МВт);

m_si - коэффициент распределения потока мощности (о.е.) из i-й зоны надежности в балансирующую зону надежности на s-ую межсистемную связь (группу межсистемных связей) энергетической расчетной модели;

S - количество межсистемных связей (групп межсистемных связей) энергетической расчетной модели.

110. В результате решения задачи, указанной в пункте 109 Методических указаний, должны быть определены оптимальные значения параметров x_i, y_i, z_s.

111. Показатели балансовой надежности зон надежности должны определяться как математические ожидания случайных величин, для которых по методу Монте-Карло формируются псевдослучайные выборки их значений, в соответствии со следующими требованиями:

а) дефициты мощности (МВт) в каждом расчетном состоянии для зон надежности и энергосистемы в целом определяются по формуле:

, i = 1, ..., I, n = 1, ..., N; (52)

б) математическое ожидание дефицита мощности зоны надежности i определяется по формуле:

, i = 1, ..., I, n = 1, ..., N; (53)

в) вероятность бездефицитной работы (о.е.) для зон надежности определяется по формуле:

(54)

112. Вероятность бездефицитной работы в каждой зоне надежности должна быть не ниже нормативного значения, установленного в соответствии с Правилами разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утверждаемыми Правительством Российской Федерации в соответствии с пунктом 9 статьи 6.1 и пунктом 1 статьи 21 Федерального закона от 26 марта 2003 г. N 35-ФЗ "Об электроэнергетике" <20>.

--------------------------------

<20> Собрание законодательства Российской Федерации, 2003, N 13, ст. 1177; 2022, N 24, ст. 3934.

113. Мощность электростанций, требуемая для обеспечения нормативного уровня балансовой надежности, учитывающая необходимость компенсации плановых и аварийных (внеплановых) ремонтов генерирующего оборудования, аварийных (внеплановых) ремонтов линий электропередачи в межсистемных связях, нерегулярных отклонений потребления мощности, должна определяться исходя из условия обеспечения в расчетном году во всех зонах надежности нормативного значения вероятности бездефицитной работы.

Для определения мощности электростанций, требуемой для обеспечения нормативного уровня балансовой надежности, должен выполняться вариантный расчет показателей балансовой надежности в соответствии с пунктами 100 - 111 Методических указаний.

114. Для каждого расчетного года должна выполняться проверка соответствия расчетных значений вероятности бездефицитной работы P_k в зонах надежности (о.е.) установленному нормативному значению:

P_k >= P_норм, k = 1, ..., I, (55)

где:

P_норм - нормативное значение вероятности бездефицитной работы (о.е.), определенное в соответствии с пунктом 112 Методических указаний.

115. Если условие (55), указанное в пункте 114 Методических указаний, не выполнено в одной или нескольких зонах надежности, должны быть предложены технические решения по дополнительному строительству генерирующих мощностей, переносу на более поздний срок вывода из эксплуатации генерирующих мощностей или увеличению пропускной способности электрических связей, позволяющие обеспечить выполнение указанного условия во всех зонах надежности. Обоснование и выбор указанных технических решений должны осуществляться по критерию минимума суммарных дисконтированных затрат с учетом положений глав IV и XI Методических указаний.

116. Если вероятность бездефицитной работы в одной или нескольких зонах надежности превышает нормативное значение, то при разработке (актуализации) генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики должен быть определен состав неэффективных генерирующих мощностей посредством моделирования вывода из работы генерирующего оборудования с наибольшим коэффициентом аварийности в базовом периоде с соблюдением условия (55) во всех зонах надежности. Суммарная установленная генерирующая мощность неэффективных генерирующих мощностей должна определяться как максимальное значение установленной генерирующей мощности, обеспечивающее соблюдение указанного условия во всех зонах надежности.

117. Состав неэффективных генерирующих мощностей, определенный в соответствии с пунктом 116 Методических указаний, подлежит сокращению по результатам:

а) формирования балансов мощности для отдельных энергорайонов при выявлении в них дефицита мощности после вывода из эксплуатации неэффективных генерирующих мощностей;

б) формирования балансов мощности для предельных параметров суточных графиков потребления мощности энергосистемы при выявлении невозможности обеспечения неизменного состава включенного генерирующего оборудования ТЭС (за исключением газотурбинных установок) в течение суток после вывода из эксплуатации неэффективных генерирующих мощностей;

в) технико-экономического обоснования замещающих технических решений при выводе из эксплуатации неэффективных генерирующих мощностей в соответствии с главой XIV Методических указаний;

г) формирования балансов электрической энергии в ЕЭС России в соответствии с главой VII Методических указаний в случае, если после исключения неэффективных генерирующих мощностей оставшегося объема мощностей будет недостаточно для обеспечения объема прогнозного потребления электрической энергии.

118. Мощность электростанций, требуемая для обеспечения нормативного уровня балансовой надежности, должна определяться для каждого расчетного года по формуле:

P_треб = P_расп + P_доп - P_н.эф., (56)

где:

P_расп - суммарная располагаемая мощность электростанций энергосистемы на час собственного годового максимума потребления мощности (МВт);

P_доп - объем дополнительных генерирующих мощностей (МВт), обоснованных в соответствии с пунктом 115 Методических указаний;

P_н.эф. - объем неэффективных генерирующих мощностей (МВт), определенный в соответствии с пунктами 116 и 117 Методических указаний.