X. Общие требования к планированию развития электрической сети

171. При планировании развития электрической сети определение технических параметров линий электропередачи и основного электротехнического оборудования подстанций, электростанций должно осуществляться на основании результатов расчетов установившихся электроэнергетических режимов, статической устойчивости, динамической устойчивости и токов короткого замыкания.

172. Разработка технических решений по строительству (реконструкции) объектов электроэнергетики, созданию (модернизации) устройств и комплексов релейной защиты и автоматики должна осуществляться в случае выявления по результатам расчетов, указанных в пункте 171 Методических указаний, наступления одного или нескольких из следующих обстоятельств:

а) выход параметров электроэнергетического режима за пределы допустимых значений, влекущий необходимость применения графиков аварийного ограничения режима потребления электрической энергии (мощности);

б) нарушение статической и (или) динамической устойчивости;

в) превышение расчетных уровней токов короткого замыкания над отключающей способностью коммутационного оборудования;

г) нарушение селективности и (или) необеспечение необходимой чувствительности устройств релейной защиты, определяемой в соответствии с Требованиями к релейной защите и автоматике различных видов и ее функционированию в составе энергосистемы, утвержденными приказом Минэнерго России от 10 июля 2020 г. N 546 <29>, вследствие вывода из эксплуатации объектов электроэнергетики.

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

<29> Зарегистрирован Минюстом России 23 октября 2020 г., регистрационный N 60537.

173. Разработка и выбор технических решений, указанных в пункте 172 Методических указаний, должны осуществляться с соблюдением требований пунктов 200, 201 Методических указаний, а также следующих требований:

а) если передача электрической энергии непосредственно в центр питания (энергорайон), от которого осуществляется электроснабжение существующих или присоединяемых энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии и (или) электроснабжение рассматриваемого энергорайона либо его части, осуществляется только от двух элементов энергосистемы (электрической сети или генерирующего оборудования, за исключением выключателей), технические решения по увеличению пропускной способности соответствующих электрических сетей, строительству генерирующих мощностей, переносу на более поздний срок вывода из эксплуатации генерирующего оборудования принимаются в случае превышения длительно допустимых параметров электроэнергетического режима при выводе в ремонт или аварийном отключении одного из двух указанных элементов энергосистемы;

б) если передача электрической энергии непосредственно в центр питания (энергорайон), от которого осуществляется электроснабжение существующих или присоединяемых энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии и (или) электроснабжение рассматриваемого энергорайона либо его части, осуществляется только от трех элементов энергосистемы (электрической сети или генерирующего оборудования, за исключением выключателей):

технические решения по увеличению объема нагрузки потребителей, отключаемой действием существующих устройств (комплексов) противоаварийной автоматики, или созданию новой противоаварийной автоматики с действием на отключение нагрузки потребителей (в том числе присоединяемой) без обязательного ее включения в течение 20 минут принимаются в случае превышения длительно допустимых параметров электроэнергетического режима при нормативном возмущении в единичной ремонтной схеме в соответствии с Методическими указаниями по устойчивости энергосистем;

технические решения по увеличению пропускной способности соответствующих электрических сетей, строительству генерирующих мощностей, переносу на более поздний срок вывода из эксплуатации генерирующего оборудования принимаются в случае превышения длительно допустимых параметров электроэнергетического режима при выводе в ремонт или аварийном отключении одного из трех указанных элементов энергосистемы;

в) при разработке технических решений для технологического присоединения объектов по производству электрической энергии или энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии к электрической сети требования пунктов 185, 190 Методических указаний в части перечня рассматриваемых схемно-режимных условий применяются дополнительно по отношению к минимально необходимым требованиям, установленным в главах XII и XIII Методических указаний, при этом решение о рассмотрении дополнительных схемно-режимных условий по отношению к вышеуказанным минимальным требованиям и о реализации дополнительных технических решений (по отношению к перечню технических решений, определяемых в соответствии с требованиями глав XII и XIII Методических указаний), обусловленных выполнением требований пунктов 185, 190, 200, 201 Методических указаний, и об их включении в схему выдачи мощности или схему внешнего электроснабжения принимается лицом, имеющим намерение осуществить технологическое присоединение к электрическим сетям объекта по производству электрической энергии или энергопринимающего устройства и выступающим заказчиком при разработке схемы выдачи мощности или схемы внешнего электроснабжения, самостоятельно.

174. При обосновании строительства объектов электросетевого хозяйства должны определяться следующие технические параметры и характеристики таких объектов:

а) для линий электропередачи - класс напряжения, вариант исполнения, точки подключения, количество цепей, сечение проводов, пропускная способность;

б) для электростанций и подстанций - класс напряжения распределительных устройств, схема электрических соединений, распределение подключения генераторов к распределительным устройствам, число и мощность трансформаторов и автотрансформаторов, в том числе трансформаторов и автотрансформаторов связи;

в) требования к отключающей способности выключателей, а также меры по ограничению токов короткого замыкания;

г) тип, мощность и места установки средств компенсации реактивной мощности (далее - СКРМ), устройств продольной компенсации, фазоповоротных устройств, вставок и передач постоянного тока, а также, при наличии в рассматриваемом энергорайоне энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, характеризующихся несимметричной или несинусоидальной нагрузкой, фильтро-компенсирующих и фильтро-симметрирующих устройств.

175. Необходимость реконструкции объектов электросетевого хозяйства (замены входящего в их состав оборудования) по техническому состоянию должна определяться в соответствии с Методикой комплексного определения показателей технико-экономического состояния объектов электроэнергетики, в том числе показателей физического износа и энергетической эффективности объектов электросетевого хозяйства, утвержденной постановлением Правительства Российской Федерации от 19 декабря 2016 г. N 1401 "О комплексном определении показателей технико-экономического состояния объектов электроэнергетики, в том числе показателей физического износа и энергетической эффективности объектов электросетевого хозяйства, и об осуществлении мониторинга таких показателей" <30>.

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

<30> Собрание законодательства Российской Федерации, 2016, N 52, ст. 7665.

176. Проведение расчетов, указанных в пункте 171 Методических указаний, должно осуществляться с использованием перспективных расчетных моделей энергосистем.

177. Расчеты установившихся режимов, статической устойчивости, динамической устойчивости (далее - расчеты электроэнергетических режимов) должны проводиться с учетом этапности строительства (реконструкции, технологического присоединения), ввода в эксплуатацию объектов электроэнергетики и энергопринимающих устройств, вывода из эксплуатации объектов электроэнергетики, динамики изменения потребления мощности, а также требований глав XI - XIV Методических указаний для следующих периодов:

а) на год ввода планируемого к строительству (реконструкции, технологическому присоединению) объекта электроэнергетики (энергопринимающего устройства) в эксплуатацию или год вывода объекта электроэнергетики из эксплуатации (при разработке мероприятий, необходимых для обеспечения возможности вывода объекта электроэнергетики из эксплуатации), или год завершения реализации этапа (этапов) строительства (реконструкции) объекта электроэнергетики либо этапа (этапов) технологического присоединения энергопринимающих устройств к электрической сети;

б) на последний год расчетного периода последней утвержденной схемы и программы развития электроэнергетических систем России (до утверждения такой схемы и программы в 2024 г. - схемы и программы перспективного развития электроэнергетики соответствующего субъекта Российской Федерации для технологически изолированной территориальной электроэнергетической системы).

178. Расчеты электроэнергетических режимов должны выполняться для следующих режимно-балансовых условий:

а) зимний максимум потребления мощности;

б) зимний минимум потребления мощности;

в) летний максимум потребления мощности;

г) летний минимум потребления мощности;

д) минимум потребления мощности в период паводка (половодья) - при разработке схем выдачи мощности ГЭС, а также при наличии ГЭС в рассматриваемой энергосистеме;

е) максимум потребления мощности в период паводка (половодья) - при разработке схем выдачи мощности ГЭС, а также при наличии ГЭС в рассматриваемой энергосистеме;

ж) иные, не указанные в подпунктах "а" - "е" настоящего пункта, режимно-балансовые условия, определяемые в зависимости от характерных режимов работы энергосистем и особенностей проведения ремонтов.

179. Исходные параметры для расчетов электроэнергетических режимов для режимно-балансовых условий минимума потребления мощности должны определяться с учетом требований пунктов 38 - 40 Методических указаний.

180. Расчеты электроэнергетических режимов должны выполняться для следующих расчетных температурных условий:

а) расчеты для режимно-балансовых условий зимнего максимума и зимнего минимума потребления мощности - при следующих значениях температуры:

при температуре наружного воздуха территориальной энергосистемы или энергорайона, средневзвешенной по потреблению мощности районов, для которых в правилах, применяемых в соответствии с законодательством Российской Федерации о градостроительной деятельности для определения климатических параметров, учитываемых при проектировании зданий и сооружений, планировке и застройке городских и сельских поселений (далее - правила строительной климатологии), приведены температуры воздуха наиболее холодной пятидневки с обеспеченностью 0,92, с округлением до ближайшего целого значения;

при температуре наружного воздуха территориальной энергосистемы, указанной в таблице 1 приложения N 7 к Методическим указаниям;

при температуре наружного воздуха, определенной как среднее значение из максимальных фактических среднесуточных температур декабря, января и февраля за десять предшествующих осенне-зимних периодов, - для технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем, не указанных в таблице 1 приложения N 7 к Методическим указаниям;

б) расчеты для режимно-балансовых условий летнего максимума потребления мощности - при температуре наружного воздуха территориальной энергосистемы или энергорайона, средневзвешенной по потреблению мощности районов, для которых в правилах строительной климатологии приведены температуры воздуха для теплого периода года с обеспеченностью 0,98, с округлением в большую сторону до значения, кратного 5 °C;

в) расчеты для режимно-балансовых условий летнего максимума и летнего минимума потребления мощности - при среднемесячной температуре наружного воздуха территориальной энергосистемы или энергорайона, средневзвешенной по потреблению мощности районов, для которых в правилах строительной климатологии приведены среднемесячные температуры воздуха наиболее теплого летнего месяца, с округлением до ближайшего целого значения;

г) расчеты для режимно-балансовых условий в период паводка (половодья) - при максимальной за периоды паводка (половодья) среднемесячной температуре наружного воздуха территориальной энергосистемы или энергорайона, средневзвешенной по потреблению мощности районов, для которых в правилах строительной климатологии приведены средние месячные температуры воздуха, с округлением до ближайшего целого значения.

181. При проведении расчетов электроэнергетических режимов прогнозная величина потребления мощности энергорайона должна определяться для каждого из расчетных температурных условий, указанных в пункте 180 Методических указаний, на основании величины максимального потребления мощности энергорайона для каждого года расчетного периода, рассчитанной в соответствии с пунктом 33 Методических указаний.

182. Приведение максимального потребления мощности энергорайона к расчетной температуре должно выполняться с использованием коэффициентов зависимости максимального потребления мощности территориальных энергосистем от температуры наружного воздуха по формуле:

, (85)

где:

- значение максимума потребления мощности для расчетных температурных условий (МВт);

- значение максимума потребления мощности для исходных температурных условий (МВт);

k_t - коэффициент зависимости максимального потребления мощности территориальных энергосистем от температуры наружного воздуха (%/°C);

t_расч - расчетное значение температуры наружного воздуха (°C);

t_исх - значение температуры наружного воздуха для исходных температурных условий (°C), указанных в пункте 33 Методических указаний.

183. Коэффициенты зависимости максимального потребления мощности территориальных энергосистем от температуры наружного воздуха должны определяться субъектом оперативно-диспетчерского управления на основании фактической зависимости максимума потребления мощности территориальной энергосистемы от температуры наружного воздуха во всем диапазоне температур, определяемой фактической на момент выполнения расчетов структурой потребления электрической энергии территориальной энергосистемы. Субъект оперативно-диспетчерского управления обязан опубликовать определенные им коэффициенты зависимости максимального потребления мощности территориальной энергосистемы от температуры наружного воздуха в открытом доступе на своем официальном сайте в информационно-телекоммуникационной сети "Интернет".

184. Величины длительно допустимой и аварийно допустимой токовых нагрузок оборудования электрической сети должны определяться для расчетных температурных условий, указанных в пункте 180 Методических указаний. При прохождении линии электропередачи по территории нескольких территориальных энергосистем или энергорайонов следует выбирать расчетную температуру, соответствующую наибольшей из величин расчетных температур наружного воздуха каждой из таких энергосистем (энергорайонов).

185. Расчеты электроэнергетических режимов должны выполняться для следующих схемно-режимных условий:

а) нормальная схема электрической сети;

б) нормативное возмущение (до 20 минут после нормативного возмущения) в нормальной схеме электрической сети;

в) единичная ремонтная схема электрической сети (далее - единичная ремонтная схема), к которой относятся:

схема электрической сети, характеризующаяся отключенным состоянием линии электропередачи, или единицы генерирующего, или электросетевого оборудования, не связанным с применением схемно-режимных мероприятий, указанных в пункте 191 Методических указаний;

схема электрической сети, которая формируется по истечении 20 минут после возникновения нормативного возмущения в нормальной схеме электрической сети с учетом особенностей, установленных пунктами 187 и 188 Методических указаний;

г) нормативное возмущение (до 20 минут после нормативного возмущения) в единичной ремонтной схеме электрической сети;

д) двойная ремонтная схема электрической сети, к которой относятся:

схема электрической сети, характеризующаяся дополнительным по отношению к единичной ремонтной схеме отключенным состоянием линии электропередачи, или единицы генерирующего, или электросетевого оборудования, не связанным с применением схемно-режимных мероприятий, указанных в пункте 191 Методических указаний;

схема электрической сети, которая формируется по истечении 20 минут после возникновения нормативного возмущения (за исключением нормативного возмущения, приводящего к отключению более одного элемента энергосистемы) в единичной ремонтной схеме электрической сети с учетом особенностей, установленных пунктом 188 Методических указаний;

е) нормативное возмущение (до 20 минут после нормативного возмущения) в двойной ремонтной схеме электрической сети.

186. Расчеты электроэнергетических режимов для схемно-режимных условий, указанных в подпунктах "а" - "г" пункта 185 Методических указаний, должны выполняться для расчетных температурных условий, указанных в подпунктах "а" - "г" пункта 180 Методических указаний. Расчеты электроэнергетических режимов для схемно-режимных условий, указанных в подпунктах "д" и "е" пункта 185 Методических указаний, должны выполняться только для расчетных температурных условий, указанных в подпунктах "в" и "г" пункта 180 Методических указаний.

Дополнительно для энергорайонов, в которых проведение ремонта линий электропередачи возможно только в зимний период, расчеты электроэнергетических режимов для схемно-режимных условий, указанных в подпунктах "д" и "е" пункта 185 Методических указаний, должны выполняться для расчетных температурных условий, указанных в абзаце третьем подпункта "а" пункта 180 Методических указаний (в абзаце четвертом подпункта "а" пункта 180 Методических указаний - для технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем, не указанных в таблице 1 приложения N 7 к Методическим указаниям). Технические решения в таком случае должны определяться в соответствии с решениями, определяемыми для расчетных температурных условий, указанных в подпунктах "в" и "г" пункта 180 Методических указаний, в соответствии с подпунктом "б" пункта 200 и подпунктом "б" пункта 201 Методических указаний.

187. При рассмотрении нормативного возмущения группы III, связанного с отключением в результате нормативного возмущения группы I двух линий электропередачи, провода воздушной части которых размещены на одних опорах на протяжении более 50% длины более короткой линии электропередачи, в качестве единичной ремонтной схемы электрической сети (схемы после нормативного возмущения (свыше 20 мин) в нормальной схеме электрической сети) должно рассматриваться отключенное состояние только одной из указанных линий электропередачи.

При рассмотрении нормативного возмущения группы III, связанного с отключением сетевого элемента основной защитой при однофазном коротком замыкании с отказом одного выключателя, в качестве единичной ремонтной схемы электрической сети (схемы после нормативного возмущения (свыше 20 мин) в нормальной схеме электрической сети) должно рассматриваться отключенное состояние только указанного сетевого элемента (без учета отключения сетевых элементов, вызванного действием устройства резервирования отказа выключателя).

188. При рассмотрении нормативного возмущения, связанного с отключением систем (секций) шин, в качестве единичной (двойной) ремонтной схемы электрической сети (схемы после нормативного возмущения (свыше 20 мин) в нормальной (единичной ремонтной) схеме электрической сети) должно рассматриваться отключенное состояние указанной системы (секции) шин только с присоединениями, для которых отсутствует возможность переключения на другие системы (секции) шин.

189. Возмущения, не являющиеся нормативными в соответствии с Методическими указаниями по устойчивости энергосистем, при планировании развития электрической сети рассмотрению не подлежат, за исключением случаев выполнения расчетов в соответствии с Требованиями к оснащению линий электропередачи и оборудования объектов электроэнергетики классом напряжения 110 кВ и выше устройствами и комплексами релейной защиты и автоматики, а также к принципам функционирования устройств и комплексов релейной защиты и автоматики, утвержденными приказом Минэнерго России от 13 февраля 2019 г. N 101 <31>.

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

<31> Зарегистрирован Минюстом России 25 апреля 2019 г., регистрационный N 54503, с изменениями, внесенными приказом Минэнерго России от 10 июля 2020 г. N 546 (зарегистрирован Минюстом России 23 октября 2020 г., регистрационный N 60537).

190. Принимаемые по результатам расчетов электроэнергетических режимов технические решения должны обеспечивать выполнение следующих требований к параметрам электроэнергетического режима:

а) для схемно-режимных условий, указанных в подпунктах "а", "в" и "д" пункта 185 Методических указаний:

отсутствие превышения максимально допустимых перетоков активной мощности в существующих и вновь образуемых контролируемых сечениях электрической сети в соответствующих схемах электрической сети;

отсутствие превышения длительно допустимой токовой нагрузки элементов электрической сети;

отсутствие снижения уровней напряжения в узлах электрической сети ниже минимально допустимого напряжения;

б) для схемно-режимных условий, указанных в подпунктах "б", "г" и "е" пункта 185 Методических указаний:

отсутствие превышения аварийно допустимой токовой нагрузки элементов электрической сети;

отсутствие снижения уровней напряжения в узлах электрической сети ниже аварийно допустимого напряжения.

191. В целях обеспечения выполнения требований к параметрам электроэнергетического режима, указанных в пункте 190 Методических указаний, при планировании развития электрической сети должны рассматриваться возможность проведения ремонтов электросетевого и (или) генерирующего оборудования в иные периоды года и применение следующих схемно-режимных мероприятий, реализуемых превентивно или время реализации которых не превышает 20 минут:

а) деление электрической сети, в том числе с переводом потребителей на электроснабжение в тупиковом режиме;

б) перенос существующей точки раздела электрической сети с переводом электроснабжения потребителей (части потребителей) на другие энергорайоны;

в) замыкание нормально разомкнутых транзитов (точек деления электрической сети) при допустимости по условиям обеспечения функционирования устройств релейной защиты и автоматики, обеспечения соответствия отключающей способности выключателей, термической и электродинамической стойкости оборудования токам короткого замыкания;

г) изменение активной мощности генерирующего оборудования электростанций;

д) изменение реактивной мощности генерирующего оборудования электростанций, в том числе с переводом генераторов в режим потребления реактивной мощности;

е) включение (отключение) и изменение реактивной мощности СКРМ;

ж) изменение коэффициентов трансформации трансформаторов и автотрансформаторов;

з) отключение в резерв линий электропередачи.

192. Применение графиков аварийного ограничения режима потребления электрической энергии (мощности) рассматривать в качестве схемно-режимных мероприятий не допускается.

193. Дополнительно при проведении расчетов электроэнергетических режимов должен осуществляться контроль отсутствия превышения наибольших рабочих напряжений в электрической сети, предусмотренных приложением N 4 к Правилам технологического функционирования электроэнергетических систем. В случае превышения величины наибольшего рабочего напряжения должно рассматриваться применение схемно-режимных мероприятий, приведенных в подпунктах "а" - "в", "д" - "ж" пункта 191 Методических указаний, обеспечивающих снижение напряжения до наибольшего рабочего. При невозможности обеспечения допустимого уровня напряжения должны предусматриваться технические решения по установке СКРМ.

194. При проведении расчетов электроэнергетических режимов максимальная нагрузка электростанций не должна превышать располагаемую мощность, определяемую в соответствии с пунктом 83 Методических указаний и соответствующую расчетным температурным условиям, указанным в пункте 180 Методических указаний.

195. Оценка допустимости значений параметров электроэнергетического режима должна осуществляться с использованием информации собственников или иных законных владельцев объектов электроэнергетики о длительно допустимой и аварийно допустимой токовой нагрузке линий электропередачи и электросетевого оборудования.

196. Выбор мощности трансформаторов на планируемых к строительству (реконструкции) подстанциях, через обмотки которых исключен транзитный переток электрической энергии по шунтирующим электрическим связям класса напряжения 35 кВ и выше (далее - нагрузочные трансформаторы), должен осуществляться в следующем порядке:

а) величина перспективной нагрузки существующих нагрузочных трансформаторов S_персп (МВА) определяется на основании:

величины их фактической нагрузки, определенной в соответствии с подпунктом "б" настоящего пункта;

объема присоединяемой нагрузки потребителей в соответствии с действующими договорами об осуществлении технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии к электрическим сетям, с учетом требования подпункта "в" настоящего пункта и с применением коэффициентов, учитывающих набор мощности энергопринимающими устройствами потребителей электрической энергии, указанных в приложении N 2 к Методическим указаниям;

прироста нагрузки в результате допустимого перераспределения мощности с других центров питания, технико-экономически обоснованного перевода нагрузки из сети более низкого класса напряжения с учетом реализации схемно-режимных мероприятий, указанных в пункте 191 Методических указаний, применение которых направлено на разгрузку рассматриваемых трансформаторов;

б) величина фактической нагрузки существующих нагрузочных трансформаторов определяется как наибольшая величина нагрузки трансформаторов в дни контрольных замеров энергорайона за базовый период при температуре наружного воздуха дня контрольного замера, публикуемой на официальном сайте субъекта оперативно-диспетчерского управления;

в) величина полной мощности присоединяемой нагрузки потребителей (МВА) определяется на основании величины заявленной максимальной мощности (увеличения максимальной мощности) (МВт) и соотношения потребления активной и реактивной мощности , указанных в технических условиях для технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии к электрическим сетям;

г) величина длительно допустимой нагрузки существующих нагрузочных трансформаторов S_ДДН (МВА) определяется как произведение номинальной полной мощности трансформатора S_ном (МВА) на коэффициент допустимой длительной перегрузки (без ограничения длительности) к_пер;

д) коэффициент допустимой длительной перегрузки (без ограничения длительности) существующих нагрузочных трансформаторов к_пер определяется как максимальная из следующих величин:

предоставленной собственниками или иными законными владельцами объектов электроэнергетики, на которых установлены такие трансформаторы;

приведенной в таблице 1 приложения к Требованиям к перегрузочной способности трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на объектах электроэнергетики, и ее поддержанию, утвержденным приказом Минэнерго России от 8 февраля 2019 г. N 81 <32> (далее - Требования к перегрузочной способности трансформаторов).

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

<32> Зарегистрирован Минюстом России 28 марта 2019 г., регистрационный N 54199, с изменениями, внесенными приказом Минэнерго России от 28 декабря 2020 г. N 1195 (зарегистрирован Минюстом России 27 апреля 2021 г., регистрационный N 63248). Требования к перегрузочной способности трансформаторов действуют до 31 августа 2027 г.

Коэффициент допустимой длительной перегрузки (без ограничения длительности) нагрузочных трансформаторов к_пер определяется при температуре наружного воздуха дня контрольного замера, публикуемой на официальном сайте субъекта оперативно-диспетчерского управления;

е) при наличии на подстанции одного нагрузочного трансформатора решение о необходимости замены существующего нагрузочного трансформатора на трансформатор с большей номинальной мощностью принимается при выполнении следующего условия:

S_ДДН < S_персп, (86)

где:

S_персп - величина перспективной нагрузки существующих трансформаторов (МВА), определенная в соответствии с требованиями настоящего пункта;

ж) при наличии на подстанции более одного нагрузочного трансформатора решение о необходимости замены существующих нагрузочных трансформаторов на трансформаторы с большей номинальной мощностью принимается исходя из необходимости обеспечения непревышения определенной в подпункте "г" настоящего пункта длительно допустимой нагрузки каждого из трансформаторов, оставшихся в работе после отключения наиболее мощного трансформатора.

197. Выбор мощности трансформаторов на планируемых к строительству (реконструкции) подстанциях, не являющихся нагрузочными (далее - транзитные трансформаторы), должен осуществляться в следующем порядке:

а) величина существующей и перспективной нагрузки транзитных трансформаторов определяется на основании результатов расчетов электроэнергетических режимов, выполненных в соответствии с пунктами 177 - 189 Методических указаний;

б) длительно допустимая токовая нагрузка и аварийно допустимая токовая нагрузка существующих транзитных трансформаторов выбирается для расчетных температурных условий как максимальная из величин длительно допустимой и аварийной допустимой токовой нагрузки соответственно:

предоставленных собственниками или иными законными владельцами объектов электроэнергетики, на которых установлены такие трансформаторы,

определенных в соответствии с Требованиями к перегрузочной способности трансформаторов;

в) решение о необходимости замены существующих транзитных трансформаторов на трансформаторы с большей номинальной мощностью принимается в соответствии с пунктом 200 Методических указаний.

198. Выбор мощности вновь устанавливаемых в процессе строительства (реконструкции) нагрузочных и транзитных трансформаторов должен выполняться исходя из необходимости обеспечения непревышения величиной перспективной нагрузки номинальной мощности трансформаторов, в том числе в рассматриваемых в соответствии с подпунктом "а" пункта 197 Методических указаний схемно-режимных ситуациях (для транзитных трансформаторов).

199. Требования к параметрам электроэнергетического режима, указанные в пунктах 190 и 193 Методических указаний, после реализации схемно-режимных мероприятий, указанных в пункте 191 Методических указаний, должны выполняться с учетом необходимости включения нагрузки потребителей, отключенной действием существующих и проектируемых устройств (комплексов) противоаварийной автоматики, за исключением случаев, когда применение технических решений по увеличению объема нагрузки, отключаемой существующими устройствами (комплексами) противоаварийной автоматики, или созданию новой противоаварийной автоматики, действующей на отключение нагрузки потребления, предусмотрено требованиями пункта 201 Методических указаний.

Если требования к параметрам электроэнергетического режима при указанных условиях не выполняются, должны быть предложены технические решения, указанные в пунктах 200 и 201 Методических указаний, позволяющие обеспечить выполнение требований к параметрам электроэнергетического режима, указанных в пунктах 190 и 193 Методических указаний.

200. Технические решения по дополнительному строительству генерирующих мощностей, переносу на более поздний срок вывода из эксплуатации генерирующего оборудования или увеличению пропускной способности электрических сетей, 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 должны применяться:

а) при расчетных температурных условиях, указанных в подпунктах "а" и "б" пункта 180 Методических указаний, для схемно-режимных условий, указанных:

в подпункте "а" пункта 185 Методических указаний;

в подпункте "б" пункта 185 Методических указаний, за исключением случая рассмотрения нормативного возмущения, приводящего к отключению более одного элемента энергосистемы (электрической сети или генерирующего оборудования, за исключением выключателей);

в подпункте "в" пункта 185 Методических указаний - в случае превышения максимально допустимого перетока активной мощности в контролируемом сечении, определяемого критериями нормального режима;

в подпункте "в" пункта 185 Методических указаний - в случае превышения длительно допустимой токовой нагрузки элементов электрической сети и (или) снижения напряжения в узлах электрической сети ниже минимально допустимого напряжения;

б) при расчетных температурных условиях, указанных в подпунктах "в" и "г" пункта 180 Методических указаний, для схемно-режимных условий, указанных:

в подпунктах "а" и "в" пункта 185 Методических указаний;

в подпунктах "б" и "г" пункта 185 Методических указаний, за исключением случая рассмотрения нормативного возмущения, приводящего к отключению более одного элемента энергосистемы (электрической сети или генерирующего оборудования, за исключением выключателей);

в подпункте "д" пункта 185 Методических указаний - в случае превышения максимально допустимого перетока активной мощности в контролируемом сечении, определяемого критериями нормального режима;

в подпункте "д" пункта 185 Методических указаний - в случае превышения I длительно допустимой токовой нагрузки элементов электрической сети и (или) I снижения напряжения в узлах электрической сети ниже минимально допустимого напряжения;

в) при невозможности модернизации существующих и создания новых устройств и комплексов противоаварийной автоматики в соответствии с пунктом 201 Методических указаний.

201. Технические решения по увеличению объема нагрузки, отключаемой существующими устройствами (комплексами) противоаварийной автоматики, или созданию новой противоаварийной автоматики, действующей на отключение нагрузки, должны применяться:

а) при расчетных температурных условиях, указанных в подпунктах "а" и "б" пункта 180 Методических указаний, для схемно-режимных условий, указанных:

в подпункте "б" пункта 185 Методических указаний - в случае рассмотрения нормативного возмущения, приводящего к отключению более одного элемента энергосистемы (электрической сети или генерирующего оборудования, за исключением выключателей) с учетом необходимости включения нагрузки потребителей электрической энергии, отключенной действием существующих и (или) проектируемых устройств (комплексов) противоаварийной автоматики,

в подпункте "в" пункта 185 Методических указаний - в случае превышения максимально допустимого перетока активной мощности в контролируемом сечении, определяемого критериями послеаварийного режима;

в подпункте "г" пункта 185 Методических указаний,

б) при расчетных температурных условиях, указанных в подпунктах "в" и "г" пункта 180 Методических указаний, для схемно-режимных условий, указанных в:

в подпункте "б" пункта 185 Методических указаний - в случае рассмотрения нормативного возмущения, приводящего к отключению более одного элемента энергосистемы (электрической сети или генерирующего оборудования, за исключением выключателей) с учетом необходимости включения нагрузки потребителей электрической энергии, отключенной действием существующих и I (или) проектируемых устройств (комплексов) противоаварийной автоматики;

в подпункте "г" пункта 185 Методических указаний - в случае рассмотрения I нормативного возмущения II группы, приводящего к отключению более одного I элемента энергосистемы (электрической сети или генерирующего оборудования, за I исключением выключателей) с учетом необходимости включения нагрузки потребителей, отключенной действием существующих и (или) проектируемых устройств (комплексов) противоаварийной автоматики;

в подпункте "д" пункта 185 Методических указаний - в случае превышения максимально допустимого перетока активной мощности в контролируемом сечении, определяемого критериями послеаварийного режима;

в подпункте "е" пункта 185 Методических указаний.

202. Требование пункта 199 Методических указаний не распространяется на энергопринимающие устройства потребителей электрической энергии и энергорайоны, схема электроснабжения которых предусматривает отделение на изолированную работу при нормативном возмущении в единичной ремонтной схеме. В указанных случаях планирование технических решений следует выполнять с учетом особенностей, указанных в подпункте "а" пункта 173 Методических указаний.

203. Выбор класса напряжения для линий электропередачи должен осуществляться на основе технико-экономических расчетов с учетом протяженности линий электропередачи и расчетной передаваемой мощности. Выбор класса напряжения объектов электрической сети должен выполняться в пределах шкалы номинальных напряжений, принятой в рассматриваемой энергосистеме: 35 - 110 - 220 - 500 - 1150 кВ или 35 - 110 (150) - 330 - 750 кВ.

204. Сочетания напряжений, входящих в разные шкалы номинальных напряжений (в том числе сочетания 220 - 330 кВ, 330 - 500 кВ, 500 - 750 кВ), не должны применяться за исключением районов соединения электрических сетей, использующих разные шкалы номинальных напряжений.

205. При разработке вариантов присоединения к электрической сети вновь сооружаемых подстанций должны максимально использоваться возможности существующей электрической сети путем сооружения заходов или ответвлений на новую подстанцию.

Присоединение объектов электроэнергетики, энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии к линиям электропередачи классом напряжения 330 кВ и выше ответвлениями (отпайками) от линий электропередачи не допускается.

Возможность и условия присоединения электростанций ответвлениями (отпайками) от линий электропередачи должны определяться в соответствии с пунктами 206, 240 и 241 Методических указаний.

206. При определении возможности присоединения иных объектов электроэнергетики и энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии ответвлениями (отпайками) от линий электропередачи классом напряжения 220 кВ в рамках разработки проектной документации должны оцениваться:

а) возможность расширения (реконструкции) распределительного устройства существующего объекта электроэнергетики, находящегося в условиях плотной застройки, для сооружения дополнительных ячеек, обеспечивающих присоединение данного объекта электроэнергетики посредством строительства заходов соответствующей линии электропередачи на распределительное устройство;

б) при превышении длины участка от присоединяемого объекта электроэнергетики до места ответвления (отпайки) от существующей линии электропередачи более чем на 50% от длины указанной линии электропередачи - возможность расширения (реконструкции) находящегося в условиях плотной застройки распределительного устройства существующей подстанции для сооружения ячеек новых линий электропередачи, обеспечивающих непосредственное присоединение нового или существующего объекта электроэнергетики;

в) наличие дополнительной резервной ячейки на распределительном устройстве присоединяемого существующего объекта электроэнергетики, выполненном в закрытом исполнении или в виде комплектного распределительного устройства.

207. При невыполнении любого из условий, указанных в подпунктах "а" - "в" пункта 206 Методических указаний, допускается присоединение объектов электроэнергетики и энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии ответвлениями (отпайками) от линий электропередачи классом напряжения 220 кВ.

208. При планировании развития электрической сети протяженность намечаемых к сооружению воздушных линий электропередачи необходимо принимать на 20% больше прямой, соединяющей подстанции примыкания указанных воздушных линий электропередачи. Уточнение протяженности линий электропередачи должно осуществляться при разработке проектной документации на их строительство (реконструкцию).

209. Выбор мощности и количества силовых трансформаторов и автотрансформаторов на подстанции должен осуществляться в соответствии с пунктами 196 и 197 Методических указаний по результатам расчетов электроэнергетических режимов.

210. При планировании развития электрической сети СКРМ, устройства продольной компенсации, фазоповоротные устройства, вставки и передачи постоянного тока самостоятельно или в совокупности с генераторами электростанций и устройствами регулирования напряжения под нагрузкой трансформаторов (автотрансформаторов) (далее - РПН) должны применяться для:

а) поддержания уровней напряжения в электрической сети в допустимых пределах;

б) поддержания величины реактивной мощности и напряжения синхронных генераторов в пределах, установленных Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утверждаемых Минэнерго России в соответствии с абзацем вторым пункта 3 постановления 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" <33>, паспортными данными и результатами испытаний генерирующего оборудования;

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

<33> Собрание законодательства Российской Федерации, 2018, N 34, ст. 5483.

в) обеспечения коэффициентов запаса статической устойчивости по напряжению в узлах нагрузки в соответствии с Методическими указаниями по устойчивости энергосистем;

г) повышения пропускной способности электрической сети;

д) повышения динамической устойчивости синхронных машин при аварийных возмущениях вблизи электростанций и крупных узлов нагрузки с синхронными двигателями;

е) обеспечения условий эксплуатации отдельных элементов электрической сети, включая обеспечение условий включения линий электропередачи, гашения дуги в паузе однофазного автоматического повторного включения линии электропередачи, снижения внутренних (резонансных и коммутационных) перенапряжений на линиях электропередачи, фильтрации гармоник тока и симметрирования напряжений на участках электрической сети.

211. Определение потребности в СКРМ, устройствах продольной компенсации, фазоповоротных устройствах, вставках и передачах постоянного тока и выбор их параметров должны выполняться по результатам расчетов электроэнергетических режимов.

212. При планировании развития электрической сети напряжением 35 кВ и выше должны применяться следующие виды СКРМ:

а) непрерывно автоматически регулируемые СКРМ на базе силовой электроники, в том числе статические компенсаторы мощности, тиристорно-реакторные группы, статические тиристорные компенсаторы в виде установок, образованных параллельным включением тиристорно-реакторных групп и батарей статических конденсаторов или параллельным включением тиристорно-реакторных групп, автоматически коммутируемых вакуумно-реакторных групп и батарей статических конденсаторов;

б) непрерывно автоматически регулируемые СКРМ на базе электромагнитных аппаратов, в том числе управляемые шунтирующие реакторы с подмагничиванием сердечника постоянным током, управляемые шунтирующие реакторы трансформаторного типа, установки, образованные параллельным включением управляемых шунтирующих реакторов и батарей статических конденсаторов;

в) дискретно управляемые, коммутируемые автоматически и (или) вручную устройства компенсации реактивной мощности, в том числе вакуумно-реакторные группы, шунтирующие реакторы, батареи статических конденсаторов.

213. Планирование применения других типов СКРМ, не указанных в пункте 212 Методических указаний (в том числе фильтро-компенсирующих устройств, синхронных (асинхронизированных) компенсаторов и пофазно-регулируемых СКРМ), а также устройств продольной компенсации, фазоповоротных устройств, вставок и передач постоянного тока допускается, если необходимость и эффективность применения таких устройств подтверждены результатами технико-экономических расчетов.

214. Оценка потребности в СКРМ в целях поддержания допустимых уровней напряжения в электрической сети должна осуществляться исходя из необходимости обеспечения степени компенсации реактивной мощности линий электропередачи в объеме не менее 80 - 100% - для линий электропередачи класса напряжения 500 кВ, не менее 100 - 110% - для линий электропередачи класса напряжения 750 кВ. Меньшие значения степени компенсации реактивной мощности должны использоваться для линий электропередачи, отходящих от электростанций, большие - для линий электропередачи с реверсивным режимом работы.

215. Выбор СКРМ, необходимых по условию обеспечения допустимых уровней напряжения в узлах электрической сети, и обоснование применения СКРМ, а также устройств продольной компенсации, фазоповоротных устройств, вставок и передач постоянного тока для повышения пропускной способности электрической сети или снижения потерь электрической энергии должны выполняться при технико-экономическом обосновании варианта развития электрической сети, осуществляемом в соответствии с требованиями глав XI - XIV Методических указаний.

216. Для воздушных линий электропередачи класса напряжения 330 кВ протяженностью более 200 км, кабельных линий электропередачи класса напряжения 110 кВ и выше и линий электропередачи класса напряжения 500 кВ и выше любой протяженности должны выполняться расчеты режимов одностороннего включения линий электропередачи для определения необходимости установки СКРМ по условию ограничения напряжения на разомкнутом конце линии электропередачи.

217. При планировании развития электрической сети должно осуществляться предварительное определение следующих основных параметров СКРМ: типа, мощности, номинального напряжения и места подключения. Уточнение указанных параметров СКРМ должно осуществляться при разработке проектной документации на строительство (реконструкцию) объектов электроэнергетики, на которых планируется их установка.

218. Определение необходимости установки СКРМ для обеспечения допустимых уровней напряжения и выбор их параметров должны осуществляться с соблюдением следующих требований:

а) в расчетах электроэнергетических режимов, выполняемых в соответствии с пунктом 177 Методических указаний, наибольшие расчетные значения напряжения в узлах электрической сети должны быть не выше наибольших рабочих напряжений электрической сети, предусмотренных приложением N 4 к Правилам технологического функционирования электроэнергетических систем, в том числе в единичной ремонтной схеме (после нормативного возмущения в нормальной схеме электрической сети);

б) в расчетах электроэнергетических режимов расчетные значения напряжения на шинах подстанций с высшим классом напряжения 110 - 750 кВ должны обеспечивать возможность поддержания допустимых уровней напряжения на шинах распределительных устройств 6 - 35 кВ подстанций 110 - 750 кВ с учетом использования устройств РПН и переключения без возбуждения понижающих трансформаторов, а также с учетом коэффициента запаса статической устойчивости по напряжению в узле нагрузки в нормальном и послеаварийном режимах не ниже значений, установленных Методическими указаниями по устойчивости энергосистем;

в) в режимах одностороннего включения линий электропередачи расчетные уровни напряжения должны соответствовать допустимым кратковременным повышениям напряжения длительностью до 20 минут для оборудования различных классов напряжения в соответствии с требованиями к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок "Правила предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистем и объектов электроэнергетики", утвержденными приказом Минэнерго России от 12 июля 2018 г. N 548 <34>.

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

<34> Зарегистрирован Минюстом России 20 августа 2018 г., регистрационный N 51938.

219. Для минимизации загрузки электрических сетей реактивной мощностью, снижения потерь мощности и электрической энергии в электрической сети при планировании развития электрической сети должна предусматриваться установка источников реактивной мощности непосредственно у потребителей электрической энергии или на ближайшей к энергопринимающим устройствам потребителей электрической энергии подстанции.

220. Для энергосистем (энергорайонов) с энергопринимающими устройствами потребителей электрической энергии, характеризующимися несимметричной нагрузкой, должны выполняться расчеты электроэнергетических режимов с использованием математических моделей для расчетов трехфазных электрических режимов и разрабатываться мероприятия по минимизации влияния несимметричной нагрузки на существующие объекты электроэнергетики и энергопринимающие устройства других потребителей электрической энергии.

221. Выбор схем электрических соединений распределительных устройств подстанций и электростанций (кроме ГЭС, ГАЭС и ТЭС), а также параметров оборудования распределительных устройств (в том числе разъединителей, трансформаторов тока, трансформаторов напряжения, высокочастотных заградителей, конденсаторов связи и ограничителей перенапряжения) должен осуществляться с соблюдением требований, установленных пунктом 183 Правил технологического функционирования электроэнергетических систем.

222. Выбор схем электрических соединений распределительных устройств ГЭС и ГАЭС, а также параметров оборудования распределительных устройств таких электростанций (в том числе разъединителей, трансформаторов тока, трансформаторов напряжения, высокочастотных заградителей, конденсаторов связи и ограничителей перенапряжения) должен осуществляться в соответствии с Методическими указаниями по технологическому проектированию гидроэлектростанций и гидроаккумулирующих электростанций, утвержденными приказом Минэнерго России от 16 августа 2019 г. N 857 <35>.

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

<35> Зарегистрирован Минюстом России 21 апреля 2020 г., регистрационный N 58155.

223. Выбор схем электрических соединений распределительных устройств ТЭС, а также параметров оборудования распределительных устройств таких электростанций (в том числе разъединителей, трансформаторов тока, трансформаторов напряжения, высокочастотных заградителей, конденсаторов связи и ограничителей перенапряжения) должен осуществляться в соответствии с Методическими указаниями по технологическому проектированию тепловых электростанций, утвержденными приказом Минэнерго России от 16 августа 2019 г. N 858 <36>.

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

<36> Зарегистрирован Минюстом России 21 апреля 2020 г., регистрационный N 58154.

224. При планировании развития электрической сети должны быть определены максимально допустимые перетоки активной мощности в существующих контролируемых сечениях электрической сети и при необходимости определены (обоснованы) новые контролируемые сечения электрической сети и максимально допустимые перетоки активной мощности в них с учетом планов по строительству (реконструкции) объектов электроэнергетики, развитию устройств (комплексов) противоаварийной автоматики.

225. Максимально допустимые перетоки активной мощности в контролируемых сечениях электрической сети должны определяться по результатам расчетов электроэнергетических режимов для нормальной и ремонтных схем, а также нормативных возмущений в указанных схемах в соответствии с Методическими указаниями по устойчивости энергосистем.

226. При планировании развития электрической сети в целях проверки соответствия отключающей способности выключателей уровням токов короткого замыкания и определения необходимости разработки мероприятий по ограничению токов короткого замыкания должны выполняться расчеты токов короткого замыкания.

Проверка выключателей по термической и электродинамической стойкости оборудования, относительному содержанию апериодической составляющей тока, параметрам переходного восстанавливающегося напряжения на контактах выключателя при планировании развития электрической сети не проводится.

227. Для обеспечения соответствия отключающей способности выключателей, термической и электродинамической стойкости оборудования уровням токов короткого замыкания должны рассматриваться следующие технические решения:

а) применение схемно-режимных мероприятий;

б) замена выключателей и иного оборудования;

в) использование трансформаторного оборудования с увеличенным реактивным сопротивлением;

г) использование токоограничивающих устройств и реакторов, а также устройств сетевой автоматики.

228. Выбор варианта технических решений из числа указанных в пункте 227 Методических указаний должен осуществляться по результатам технико-экономических расчетов.