Термины, сокращения и определения
ПРОВЕДЕНИЕ РАСЧЕТОВ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ РЕШЕНИЙ ПРИ ПЕРСПЕКТИВНОМ РАЗВИТИИ ЭНЕРГОСИСТЕМ. ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ
Издание официальное
Москва
2017
Сведения о Стандарте
1. РАЗРАБОТАН: акционерным обществом «Системный оператор Единой энергетической системы».
2. ВНЕСЕН: акционерным обществом «Системный оператор Единой энергетической системы».
3. УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ: приказом АО «СО ЕЭС» от __.__.2017 № ___.
Стандарт не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен без разрешения акционерного общества «Системный оператор Единой энергетической системы».
Содержание
1...... Область применения. 4
2...... Термины, сокращения и определения. 4
3...... Общие требования. 7
4...... Требования к проведению расчетов электроэнергетических режимов и анализу результатов проведенных расчетов. 8
5...... Требования к разработке мероприятий по перспективному развитию энергосистем.. 15
6...... Библиография. 18
Область применения
1.1. Стандарт определяет основные методические принципы проведения расчетов электроэнергетических режимов и использования их результатов при реализации в АО «СО ЕЭС» следующих деловых процессов.
разработка перечня «узких» мест в энергосистеме;
определение мероприятий, обеспечивающих техническую возможность технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, объектов электросетевого хозяйства к электрическим сетям в рамках рассмотрения и согласования АО «СО ЕЭС» проектов технических условий на технологическое присоединение к электрическим сетям при отсутствии проектно проработанных технических решений;
обоснование предложений по развитию электрической сети в рамках разработки схемы и программы развития Единой энергетической системы России, рассмотрения и согласования схем и программ перспективного развития электроэнергетики субъектов Российской Федерации, комплексных программ развития электрических сетей;
формирование экспертного заключения АО «СО ЕЭС» по полученным от органов исполнительной власти или субъектов электроэнергетики предложениям по строительству новых (реконструкции существующих) объектов электроэнергетики;
рассмотрение заявок субъектов электроэнергетики на вывод из эксплуатации линий электропередачи, электросетевого и генерирующего оборудования, относящихся к объектам диспетчеризации.
1.2. Требования Стандарта не подлежат применению при разработке:
прогнозов потребления мощности энергоузлов (энергорайонов), территориальных энергосистем (за исключением требований пунктов 3.6 и 3.7 Стандарта);
перспективных расчетных моделей для проведения расчетов установившихся электроэнергетических режимов.
Термины, сокращения и определения
| нормальная схема | – | схема, соответствующая нормальной схеме электрических соединений объектов электроэнергетики; |
| единичная ремонтная схема | – | схема, характеризующаяся отключенным состоянием одной ЛЭП (единицы электросетевого или генерирующего оборудования) без учета отключенных вследствие применения схемно-режимных мероприятий; |
| ремонтно-аварийная схема | – | схема, характеризующаяся отключенным состоянием одной ЛЭП (единицы электросетевого, генерирующего оборудования) после нормативного возмущения в единичной ремонтной схеме; |
| перечень «узких» мест в энергосистеме | – | перечень элементов электрической сети, энергоузлов (энергорайонов) энергосистемы, в которых при расчетных условиях прогнозируется недопустимое изменение параметров электроэнергетического режима; |
| перечень мероприятий по ликвидации «узких» мест в энергосистеме | – | перечень мероприятий, обеспечивающих допустимые параметры электроэнергетических режимов для энергорайонов (энергоузлов), включенных в перечень «узких» мест в энергосистеме; |
| температура ОЗМ | – | температура наружного воздуха, рассчитанная как среднеарифметическое из пяти значений наиболее холодных фактических среднесуточных температур наружного воздуха по территории энергосистемы, зафиксированных в сутки прохождения максимума потребления активной мощности данной энергосистемы за 10 (десять) предшествующих осенне-зимних периодов, с округлением до 10С; |
| температура ПЭВТ | – | температура наружного воздуха территории энергосистемы, средневзвешенная по потреблению электрической мощности энергорайонов, для которых в своде правил СП 131.13330.2012 «Строительная климатология. Актуализированная редакция СНиП 23-01-99*» [1] приведены климатические параметры, соответствующие температурным условиям теплого периода года с обеспеченностью 0,98. Средневзвешенная температура округляется до значения, кратного 5 0С, в большую сторону; |
| среднемесячная температура | – | среднемесячная температура наружного воздуха территории энергосистемы, средневзвешенная по потреблению электрической мощности энергорайонов, для которых в своде правил СП 131.13330.2012 «Строительная климатология. Актуализированная редакция СНиП 23-01-99*» [1] приведены средние месячные температуры воздуха. Средневзвешенная температура округляется до 10С. |
| ЕЭС России | – | Единая энергетическая система России; |
| СиПР | – | схема и программа развития ЕЭС России, схемы и программы перспективного развития электроэнергетики субъектов Российской Федерации, разрабатываемые в соответствии с Правилами разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики [2]; |
| ОЗМ | – | осенне-зимний максимум; |
| ПЭВТ | – | период экстремально высоких температур наружного воздуха; |
| МДП | – | максимально допустимый переток активной мощности в контролируемом сечении; |
| МДН | – | минимально допустимое напряжение; |
| АДН | – | аварийно допустимое напряжение; |
| ДДТН | – | длительно допустимая токовая нагрузка; |
| АДТН | – | аварийно допустимая токовая нагрузка; |
| нормативное возмущение | – | нормативное возмущение в соответствии с требованиями Методических указаний по устойчивости энергосистем [3]; |
| РЗА | – | релейная защита и автоматика; |
| ПА | – | противоаварийная автоматика; |
| ПА на ОН | – | противоаварийная автоматика, действующая на отключение нагрузки потребителей; |
| ОН | – | отключение нагрузки потребителей; |
| ШР | – | шунтирующий реактор; |
| УШР | – | управляемый шунтирующий реактор; |
| СТК | – | cтатический тиристорный компенсатор; |
| БСК | – | батарея статических конденсаторов; |
| СКРМ | – | cредства компенсации реактивной мощности (ШР, УШР, БСК, СТК и др.); |
| РПН | – | устройство регулирования напряжения на (авто)трансформаторе под нагрузкой; |
| ТУ | – | технические условия на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, объектов электросетевого хозяйства к электрическим сетям; |
| ТП | – | технологическое присоединение к электрическим сетям; |
| ЛЭП | – | линия электропередачи; |
| ГЭС | – | гидравлическая электростанция; |
| ГВО | – | графики временного отключения потребления. |
Общие требования
3.1. Расчеты электроэнергетических режимов проводятся для следующих режимно-балансовых условий:
зимний режим максимальных нагрузок;
зимний режим минимальных нагрузок;
летний режим максимальных нагрузок;
летний режим минимальных нагрузок.
В зависимости от реализации конкретного делового процесса, предусмотренного в пункте 1.1 Стандарта, при наличии обоснования допускается проведение расчетов электроэнергетических режимов для одного или нескольких из указанных режимно-балансовых условий.
При обоснованной необходимости, в зависимости от характерных режимов работы, особенностей реализации ремонтной кампании ЛЭП, электросетевого и генерирующего оборудования расчеты электроэнергетических режимов могут проводиться для иных режимно-балансовых условий.
3.2. При определении мероприятий по обеспечению выдачи мощности ГЭС могут рассматриваться дополнительные к указанным в пункте 3.1 Стандарта режимно-балансовые условия. При возможности работы ГЭС с установленной (максимальной располагаемой) мощностью в отличных от приведенных в пункте 3.1 Стандарта режимно-балансовых условиях (например, в период паводка) расчеты электроэнергетических режимов должны дополнительно проводиться для соответствующих режимно-балансовых условий (далее – режим максимальной выдачи мощности ГЭС).
3.3. Расчеты электроэнергетических режимов должны проводиться для следующих расчетных температурных условий:
3.3.1. Зимний режим максимальных нагрузок:
при температуре ОЗМ.
3.3.2. Зимний режим минимальных нагрузок:
при температуре ОЗМ.
3.3.3. Летний режим максимальных нагрузок:
при среднемесячной температуре для наиболее теплого месяца;
при температуре ПЭВТ.
3.3.4. Летний режим минимальных нагрузок:
при среднемесячной температуре для наиболее теплого месяца.
3.3.5. Режим максимальной выдачи мощности ГЭС:
при среднемесячной температуре для наиболее теплого месяца, для которого характерен режим максимальной выдачи мощности ГЭС.
3.4. Величины ДДТН и АДТН должны определяться для указанных в пункте 3.3 Стандарта расчетных температурных условий.
3.5. При рассмотрении режимов максимальных и минимальных нагрузок прогнозная величина потребления мощности энергосистемы (энергорайона, энергоузла) должна определяться для соответствующего периода суток.
3.6. При определении перечня «узких» мест в энергосистеме прогнозная величина потребления мощности энергосистемы (энергорайона, энергоузла) должна определяться с учетом информации о естественном приросте потребления мощности без учета планов по ТП энергопринимающих устройств.
3.7. При реализации указанных в пункте 1.1 Стандарта деловых процессов (за исключением формирования перечня «узких» мест в энергосистеме) прогнозная величина потребления мощности энергосистемы (энергорайона, энергоузла) должна определяться с учетом информации о естественном приросте потребления мощности и планов по ТП энергопринимающих устройств с учетом эффекта совмещения максимальных нагрузок.
3.8. При формировании перечня «узких» мест из расчетной модели для проведения расчетов установившихся электроэнергетических режимов должны быть исключены все планируемые к строительству или реконструкции, а также выводу из эксплуатации объекты по производству электрической энергии и объекты электросетевого хозяйства.