V. Балансы мощности

79. Балансы мощности должны формироваться:

а) на час собственного годового максимума потребления мощности синхронной зоны, технологически изолированной территориальной электроэнергетической системы и отдельных энергорайонов - для определения соответствия планируемого развития генерирующих мощностей в энергосистеме прогнозируемой динамике потребности в мощности с учетом обеспечения расчетного резерва мощности, определения объемов расчетного дефицита (избытка) мощности энергосистемы и обоснования мер по его снижению, а также для проверки соответствия пропускной способности электрической сети прогнозным значениям перетоков мощности;

б) для иных режимно-балансовых условий, указанных в пункте 178 Методических указаний, для проведения расчетов электроэнергетических режимов и проверки достаточности регулировочного диапазона генерирующего оборудования для покрытия суточной неравномерности графиков потребления мощности энергосистемы.

80. При формировании балансов мощности синхронной зоны, технологически изолированной территориальной электроэнергетической системы и отдельных энергорайонов на час собственного годового максимума потребления мощности принимается, что указанный максимум достигается в декабре.

Для энергорайонов, характеризующихся максимумом потребления мощности в летний период, дополнительно формируются балансы мощности на час собственного максимума потребления мощности летнего периода.

81. Формирование балансов мощности должно осуществляться на основе:

а) показателей баланса мощности за базовый период;

б) структуры генерирующих мощностей на расчетный период, определенной по результатам обоснования рациональной перспективной структуры генерирующих мощностей и обоснования размещения генерирующих мощностей, выполненных в соответствии с главами III и IV Методических указаний;

в) прогноза потребления и предельных параметров суточных графиков потребления мощности;

г) прогноза экспорта и импорта мощности в соответствии с информацией, указанной в подпункте "в" пункта 47 Методических указаний;

д) информации, указанной в подпункте "е" пункта 47 Методических указаний;

е) фактических и паспортных характеристик действующего генерирующего оборудования, проектных характеристик планируемого к вводу в эксплуатацию генерирующего оборудования (установленная генерирующая мощность, ограничения мощности, длительно допустимое превышение над установленной (номинальной) мощностью, технический минимум);

ж) информации о планируемых сроках и объемах изменения мощности действующих электростанций, а также об объемах и размещении вновь вводимых в эксплуатацию генерирующих мощностей на основе информации, указанной в подпунктах "ж" и "з" пункта 47 Методических указаний;

з) информации о фактической почасовой нагрузке действующих СЭС и ВЭС;

и) максимально допустимых перетоков активной мощности в контролируемых сечениях электрической сети.

82. При формировании балансов мощности потребность в мощности P_потр (МВт) синхронной зоны, технологически изолированной территориальной электроэнергетической системы и отдельных энергорайонов должна определяться как сумма прогнозных значений потребления мощности (МВт) и экспорта мощности в энергосистемы иностранных государств P_эксп (МВт) по формуле:

. (38)

83. При формировании балансов мощности определение величины установленной генерирующей и располагаемой мощности электростанций должно осуществляться с соблюдением следующих требований:

а) установленная генерирующая мощность электростанций P_уст (МВт) синхронной зоны, технологически изолированной территориальной электроэнергетической системы и отдельных энергорайонов определяется исходя из состава и номинальных параметров генерирующего оборудования электростанций на основе информации, указанной в подпункте "е" пункта 81 Методических указаний;

б) располагаемая мощность электростанций P_расп (МВт) принимается равной установленной генерирующей мощности электростанций, сниженной на величину ограничений мощности P_огр (МВт) или увеличенной на фактическую величину длительно допустимого превышения над номинальной мощностью отдельных агрегатов P_пр (МВт), с учетом требований подпунктов "а" - "з" настоящего пункта:

P_расп = P_уст + P_пр - P_огр; (39)

в) ограничения мощности P_огр (МВт) на действующих электростанциях определяются в соответствии с фактическими данными о состоянии оборудования электростанций и его параметрах;

г) для вводимого в эксплуатацию генерирующего оборудования АЭС, ТЭС, ГАЭС и накопителей электрической энергии иных типов располагаемая мощность принимается равной установленной генерирующей мощности;

д) располагаемая мощность действующих ГЭС принимается равной установленной генерирующей мощности, сниженной на величину:

технических ограничений (с учетом планов собственников по их устранению);

средних за базовый период для соответствующего характерного режима ограничений мощности, связанных со снижением напора ГЭС ниже расчетного;

ограничений мощности, обусловленных установленным непревышением мгновенного максимального расхода воды в нижний бьеф в период ледостава;

ограничений мощности, обусловленных установленным непревышением максимальной амплитуды внутрисуточных колебаний уровня нижнего бьефа;

сетевых ограничений в прилегающей к электростанции электрической сети, обеспечивающей выдачу ее мощности;

е) для планируемых к сооружению ГЭС располагаемая мощность определяется с учетом планируемых сроков ввода в эксплуатацию гидроагрегатов и проектных графиков наполнения водохранилищ;

ж) располагаемая мощность действующих СЭС и ВЭС принимается на основании информации о фактической нагрузке СЭС и ВЭС в характерные периоды, указанные в пункте 84 Методических указаний, в зависимости от срока их эксплуатации с момента выхода на проектное значение установленной генерирующей мощности:

для действующих СЭС и ВЭС, срок эксплуатации которых составляет менее одного года, располагаемая мощность принимается равной нулю;

для действующих СЭС и ВЭС, срок эксплуатации которых составляет от одного до трех лет, - равной минимальной величине нагрузки за соответствующие характерные периоды в течение указанного срока эксплуатации;

для действующих СЭС и ВЭС, срок эксплуатации которых составляет более трех лет, - равной средней величине нагрузки в час максимума потребления мощности каждых суток характерного периода за соответствующие характерные периоды в течение указанного срока эксплуатации, но не более десяти последних полных календарных лет;

з) для проектируемых СЭС и ВЭС располагаемая мощность принимается равной нулю.

84. Для определения располагаемой мощности действующих СЭС и ВЭС должна использоваться фактическая нагрузка СЭС и ВЭС в следующие периоды:

а) период с 1 декабря по 28 (29) февраля - при формировании баланса мощности для зимнего периода;

б) период с 1 июня по 31 августа - при формировании баланса мощности для летнего периода;

в) период паводка (половодья) - в зависимости от режима работы ГЭС в рассматриваемой энергосистеме.

85. Мощность генерирующего оборудования, планируемого к вводу в эксплуатацию в расчетном году, должна учитываться при формировании баланса мощности только в случае, если срок ввода в эксплуатацию указанного оборудования наступает ранее периода, для которого формируется баланс мощности. При отсутствии информации о внутригодовом сроке ввода в эксплуатацию указанного оборудования должен учитываться срок его ввода в эксплуатацию в декабре расчетного года.

86. Мощность электростанций, доступная для покрытия потребности в мощности P_покр (МВт), должна определяться как располагаемая мощность электростанций за вычетом мощности генерирующего оборудования, вводимого в эксплуатацию после прохождения собственного максимума потребления мощности и в декабре расчетного года P_кг (МВт), по формуле:

P_покр = P_расп - P_кг. (40)

87. В рамках разработки (актуализации) генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики мощность электростанций, требуемая для обеспечения баланса мощности P_треб (МВт) синхронных зон, а также для технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем, должна определяться как мощность электростанций, требуемая для обеспечения нормативного уровня балансовой надежности в соответствии с главой VI Методических указаний.

88. Мощность электростанций, требуемая для обеспечения баланса мощности P_треб (МВт) отдельных энергорайонов, должна определяться как разница между собственным максимальным потреблением мощности энергорайона и пропускной способностью внешних электрических связей, определенной в соответствии с пунктами 177 - 200 Методических указаний.

89. Избыток (дефицит) мощности синхронной зоны, технологически изолированной территориальной электроэнергетической системы и отдельных энергорайонов должен определяться как разность между мощностью электростанций, доступной для покрытия потребности в мощности, и мощностью электростанций, требуемой для обеспечения баланса мощности, определяемой в соответствии с пунктами 87 и 88 Методических указаний, по формуле:

. (41)

Определение избытка (дефицита) мощности для синхронной зоны и технологически изолированной территориальной электроэнергетической системы должно осуществляться при разработке (актуализации) генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики.

Определение избытка (дефицита) мощности для территориальной энергосистемы, функционирующей в составе ЕЭС России, в том числе при разработке схемы и программы развития электроэнергетических систем России, не осуществляется.

90. При получении по результатам формирования балансов мощности дефицита мощности ( < 0) 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 исключить дефицит мощности с учетом требований пунктов 82 - 89 Методических указаний, обоснование которых выполняется по критерию минимума суммарных дисконтированных затрат с учетом положений главы XI Методических указаний, а при разработке (актуализации) генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики - также с учетом положений главы IV Методических указаний.

91. В целях проверки достаточности регулировочного диапазона генерирующего оборудования должна быть выполнена оценка возможности покрытия суточной неравномерности графиков потребления мощности синхронных зон при обосновании рациональной перспективной структуры генерирующих мощностей для предельных параметров суточных графиков потребления мощности синхронных зон, указанных в пунктах 38 - 40 Методических указаний, с учетом требований пункта 92 Методических указаний.

92. Мощность участия электростанций различных типов в покрытии потребления мощности энергосистемы не должна превышать величину располагаемой мощности и быть ниже технологического минимума, который принимается:

а) для АЭС - с учетом технологически возможной разгрузки;

б) для ГЭС - равным базовой (минимальной) мощности, которая определяется в соответствии с водно-энергетическими показателями;

в) для ТЭС - в соответствии с информацией о фактических характеристиках действующего генерирующего оборудования и проектных характеристиках планируемого к вводу в эксплуатацию генерирующего оборудования, а при отсутствии указанной информации - не ниже значений, приведенных в пунктах 118 - 120 Правил технологического функционирования электроэнергетических систем;

г) для оборудования ТЭЦ, функционирующего в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, - в соответствии с информацией о фактической нагрузке генерирующего оборудования ТЭЦ в часы минимальных электрических нагрузок, а при отсутствии указанной информации - в соответствии с приложением N 4 к Методическим указаниям.

93. При выявлении по результатам выполнения требований пунктов 91 и 92 Методических указаний для предельных параметров суточных графиков потребления мощности недостаточности регулировочного диапазона генерирующего оборудования с учетом информации о возможности регулярного изменения состава включенного генерирующего оборудования ТЭС должны быть рассмотрены следующие технические решения при их технико-экономическом обосновании, подтверждающем экономическую целесообразность их реализации:

а) техническое перевооружение действующего генерирующего оборудования ТЭС для обеспечения возможности его останова и перевода в резерв без расхолаживания с целью уменьшения времени включения в работу;

б) сооружение дополнительных объектов электросетевого хозяйства для повышения пропускной способности внешних связей для дополнительной выдачи избыточной мощности в часы минимальных электрических нагрузок;

в) сооружение дополнительных маневренных генерирующих мощностей или накопителей электрической энергии.

94. При планировании размещения СЭС и ВЭС в рамках обоснования рациональной структуры генерирующих мощностей должны быть выполнены следующие действия:

а) проведена оценка допустимости расчетного небаланса мощности, связанного с изменением нагрузки таких электростанций вследствие зависимости их мощности от погодных условий, а также достаточности имеющихся быстро вводимых (в течение 20 минут) резервов генерирующих мощностей;

б) по результатам указанной в подпункте "а" настоящего пункта оценки принято решение о необходимости развития электрических сетей, увеличения доли маневренных генерирующих мощностей, включая газотурбинные установки, газопоршневые установки, ГАЭС и другие накопители электрической энергии, или об отказе в размещении СЭС и ВЭС.

95. Результаты формирования балансов мощности на расчетный период должны использоваться при:

а) обосновании и корректировке рациональной перспективной структуры генерирующих мощностей в соответствии с главой III Методических указаний;

б) комплексном обосновании размещения генерирующих мощностей в соответствии с главой IV Методических указаний;

в) формировании балансов электрической энергии на расчетный период в соответствии с главой VII Методических указаний;

г) планировании развития электрических сетей в соответствии с главами X - XIV Методических указаний.