Рекомендуемая форма задания на выполнение работы
«Схема выдачи мощности электростанции»

1.  Основание для разработки
_____________________________________________________________

2.  Цель работы

Разработка схемы выдачи мощности ______________ проектной мощностью _____ МВт со сроком завершения строительства в _______ году с учетом условий формирования баланса мощности и электроэнергии __________ энергосистемы и ОЭС _________.

3.  Стадийность проектирования

Внестадийная работа.

4.  Требования к выполнению работы и ее результатам

4.1.  В работе должен быть проведен краткий анализ существующего баланса мощности и электроэнергии _____ энергорайона с прилегающими территориями ___________ энергосистем ОЭС _____ и разработаны основные показатели развития энергетики ______ энергорайона с прилегающими территориями _____ энергосистем ОЭС _____ на год ввода каждого энергоблока электростанции и перспективу 5 лет после ввода последнего планируемого энергоблока (для каждого года пятилетнего периода) с оценкой уровня потребления электроэнергии и мощности в отдельных узлах, суточного графика нагрузки, балансов мощности и электроэнергии.
4.2.  В работе должны быть разработаны балансы мощности и электроэнергии ______ энергорайона и ______ энергосистемы ОЭС ____ с учетом строительства на территории _______ области электростанции мощностью _____ МВт, использующей в качестве топлива ________, с учётом очередности ввода мощностей, а также очередности и объема сетевого строительства на год ввода каждого энергоблока электростанции и на перспективу 5 лет после ввода последнего планируемого энергоблока (для каждого года пятилетнего периода).
4.3.  В работе должен быть определен режим работы электростанции для целей покрытия суточного графика нагрузки, как ___________ энергосистемы (энергосистем), так и ОЭС ___________ с учетом экспортных потребностей, разработаны предложения по использованию электроэнергии и мощности электростанции с учетом очередности ввода энергетического оборудования.
4.4.  Схема основной электрической сети (35*) 110 кВ и выше, прилегающей к электростанции на год ввода электростанции (каждого энергоблока) и перспективу 5 лет после ввода последнего планируемого энергоблока, а также технические характеристики вводимого генерирующего оборудования (маневренные характеристики, параметры АРВ и прочее) должны быть согласованы с ОАО «СО ЕЭС» и сетевой компанией.
4.5.  В работе на основании текущего баланса мощности и электроэнергии соответствующего региона и отчетных режимов зимних максимальных нагрузок и летних минимальных нагрузок (за дни контрольных замеров) должен быть выполнен анализ режима работы электрической сети (35*) 110 кВ и выше в зоне размещения проектируемой электростанции.
При расширении электростанции в работе также должна быть приведена характеристика действующей схемы выдачи мощности. Характеристика действующей схемы выдачи мощности электростанции и анализ режима загрузки прилегающей к ней электрической сети (35*) 110 кВ и выше должны основываться на отчетных режимах зимних максимальных нагрузок и летних минимальных нагрузок (за дни контрольных замеров).
4.6.  В работе должны быть определены варианты развития электрической сети напряжением (35*) 110 кВ и выше, обеспечивающие выдачу мощности _____ МВт каждого энергоблока электростанции.
4.6.1.  Схема выдачи мощности электростанции должна обеспечивать в нормальной схеме выдачу всей располагаемой мощности с учетом отбора нагрузки на собственные нужды на всех этапах сооружения электростанции (энергоблок, очередь).
4.6.2.  Схема выдачи мощности электростанций установленной мощностью 50 МВт и более, дополнительно к требованиям пункта 4.6.1, должна соответствовать следующим требованиям:
4.6.2.1.  При ремонте одной отходящей от шин электростанции линии электропередачи, автотрансформатора связи распределительных устройств электростанции, выключателя или системы шин распределительного устройства электростанции или электросетевого элемента в прилегающей к электростанции электрической сети (далее – единичная ремонтная схема) должна обеспечиваться выдача всей располагаемой мощности электростанции с учетом отбора нагрузки на собственные нужды.
4.6.2.2.  Для электростанций с высшим классом напряжения распределительного устройства 330 кВ и выше, а также для атомных электростанций независимо от класса напряжения распределительного устройства:
- в нормальной схеме при возникновении одного нормативного возмущения группы I, II или III не допускается воздействие противоаварийной автоматики на отключение генераторов и длительную разгрузку турбин (ограничение мощности);
- в единичной ремонтной схеме при возникновении одного нормативного возмущения группы I или II допускается воздействие противоаварийной автоматики на отключение генераторов или длительную разгрузку турбин в объеме, не превышающем требуемого ограничения выдачи мощности электростанции в послеаварийном режиме, при этом для атомных электростанций объем противоаварийного управления не должен превышать установленную мощность самого крупного энергоблока электростанции.
4.6.2.3.  Для электростанций с высшим классом напряжения распределительного устройства 220 кВ и ниже (за исключением атомных электростанций):
- в нормальной схеме при возникновении одного нормативного возмущения группы I, II или III не допускается воздействие противоаварийной автоматики на отключение генераторов и длительную разгрузку турбин (ограничение мощности); допустимость воздействия противоаварийной автоматики на отключение генераторов или длительную разгрузку турбин для обеспечения динамической устойчивости при возникновении одного нормативного возмущения группы III определяется при конкретном проектировании;
- в единичной ремонтной схеме при возникновении нормативного возмущения группы I или II допускается воздействие противоаварийной автоматики на отключение генераторов или длительную разгрузку турбин в объеме, не превышающем требуемого ограничения выдачи мощности электростанции в послеаварийном режиме.
4.6.2.4.  Для всех типов электростанций независимо от класса напряжения распределительного устройства в нормальной схеме при возникновении одного нормативного возмущения группы I, II или III и в единичной ремонтной схеме при возникновении одного нормативного возмущения группы I или II допускается воздействие противоаварийной автоматики на импульсную разгрузку турбин.
4.7.  При определении объема электросетевого строительства необходимо учитывать этапность ввода мощности на электростанции, в том числе выделение пусковых комплексов, а также графики набора мощности энергоблоками атомных электростанций до их ввода в промышленную эксплуатацию.
4.8.  Для определения основных технических решений по схеме выдачи мощности в работе должны быть проведены расчеты электроэнергетических режимов для нормальной и основных ремонтных схем, а также нормативных возмущений в указанных схемах в соответствии с требованиями Методических указаний по устойчивости энергосистем, на год ввода каждого энергоблока электростанции и на перспективу 5 лет после ввода последнего планируемого энергоблока (в случае прогнозирования существенного изменения режимно-балансовой ситуации в связи с вводами генерирующих и электросетевых объектов расчеты должны быть дополнительно выполнены для каждого года пятилетки).
При анализе перспективных режимов работы электрических сетей и формировании требований к пропускной способности сети (35*) 110 кВ и выше, прилегающей к электростанции, необходимо рассматривать режимы зимних максимальных нагрузок рабочего дня, зимних минимальных нагрузок рабочего дня, летних минимальных нагрузок выходного дня, летних максимальных нагрузок рабочего дня. Результаты расчетов должны быть представлены в табличной и графической формах.
Для схем выдачи мощности гидроэлектростанций, имеющих максимальную располагаемую мощность в паводковый период, также должен быть рассмотрен режим паводка.
При выполнении расчетов должна учитываться информация о перспективном развитии в соответствии с перечнем материалов, приведенным в разделе 5.
На основании результатов расчетов должен быть определен рекомендуемый вариант схемы выдачи мощности.
4.9.  Для рекомендуемого варианта схемы выдачи мощности с учетом результатов по п.4.8 в работе должны быть выполнены расчеты статической устойчивости в электрической сети, прилегающей к электростанции, и динамической устойчивости электростанции для нормальной и основных ремонтных схем, а также нормативных возмущений в указанных схемах в соответствии с требованиями Методических указаний по устойчивости энергосистем.
На основании результатов расчетов должны быть:
‑  определены (пересмотрены) принципы действия и состав устройств противоаварийной автоматики, а также определены необходимые объемы управляющих воздействий ПА для обеспечения устойчивости электростанции и обеспечения допустимых параметров электроэнергетического режима на год ввода каждого энергоблока электростанции и на перспективу 5 лет после ввода последнего планируемого энергоблока (в случае прогнозирования существенного изменения режимно-балансовой ситуации в связи с вводами генерирующих и электросетевых объектов расчеты должны быть дополнительно выполнены для каждого года  пятилетки) с учетом требований п.4.6.
‑  определены предварительные величины максимально допустимых перетоков активной мощности в существующих и вновь образуемых контролируемых сечениях (в том числе, в сечении выдачи мощности электростанции), на максимально допустимый переток в которых оказывает влияние состав и (или) режим работы генерирующего оборудования электростанции и состояние элементов схемы выдачи мощности электростанции.
Расчеты электроэнергетических режимов, статической и динамической устойчивости необходимо выполнять на верифицированных расчетных моделях энергосистемы с использованием современных программных комплексов расчетов переходных режимов и динамической устойчивости, обеспечивающих точное моделирование конкретных систем возбуждения, регуляторов возбуждения и систем регулирования существующих и вновь вводимых энергоблоков.
При наличии в РУ электростанции «мертвых зон» и выявлении по результатам расчетов нарушения динамической устойчивости генерирующего оборудования электростанции при нормативных возмущениях, вызванных короткими замыканиями в «мертвой зоне» РУ электростанции, в условиях обеспечения динамической устойчивости генерирующего оборудования электростанции при нормативных возмущениях, вызванных короткими замыканиями в любой другой точке РУ электростанции (с учетом возможного отказа выключателя в соответствии с требованиями Методических указаний по устойчивости энергосистем к виду и группам нормативных возмущений), необходимо предусмотреть реализацию технических решений, обеспечивающих исключение «мертвых зон» в РУ электростанции. При этом под «мертвой зоной» в РУ электростанции понимается совокупность точек РУ электростанции, короткие замыкания в которых ликвидируются со временем, превышающим время действия основных защит.
4.10.  В работе должны быть проведены расчеты токов к.з. на шинах электростанции и в прилегающей сети (35*) 110 кВ и выше на год ввода каждого энергоблока электростанции и на перспективу 5 лет после ввода последнего планируемого энергоблока (в случае прогнозирования существенного изменения режимно-балансовой ситуации в связи с вводами генерирующих и электросетевых объектов расчеты должны быть дополнительно выполнены для каждого года пятилетки) и выполнена оценка соответствия коммутационного оборудования токам к.з. на объектах (35*) 110 кВ и выше в прилегающей сети. Результаты расчетов должны быть представлены в табличном и графическом виде.
По результатам расчетов должны быть определены требования к коммутационному оборудованию на электростанции, а также, при необходимости, рекомендации по замене коммутационного оборудования на энергообъектах в прилегающей сети и/или разработаны мероприятия по ограничению токов к.з.
4.11.  В работе должен быть выполнен анализ баланса реактивной мощности в сети (35*) 110 кВ и выше на год ввода каждого энергоблока электростанции и на перспективу 5 лет после ввода последнего планируемого энергоблока (в случае прогнозирования существенного изменения режимно-балансовой ситуации в связи с вводами генерирующих и электросетевых объектов расчеты должны быть дополнительно выполнены для каждого года пятилетки) и определен объем необходимых средств компенсации реактивной мощности.
Для гидроэлектростанций должна быть учтена возможность работы генераторов в режиме синхронного компенсатора.
4.12.  В работе должен быть выполнен анализ устройств (комплексов) релейной защиты (РЗ), автоматики повторного включения (АПВ), автоматического ввода резервного питания (АВР), противоаварийной автоматики (ПА), режимной автоматики (РА), связи, регистрации аварийных событий (РАС), определения мест повреждения (ОМП), мониторинга переходных процессов (СМПР), автоматизированной системы диспетчерского управления (АСДУ), автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ), системы обмена технологической информацией с автоматизированной системой Системного оператора (СОТИ АССО).
4.13.  В работе необходимо провести разработку основных технических решений по оснащению электрической сети и электростанции оборудованием РЗ, АПВ, АВР, ПА, РА, РАС, ОМП, СМПР, связи, АСДУ, АИИС КУЭ, СОТИ АССО и системы обмена технологической информацией с ЦУС сетевой организации с учетом очередности ввода мощности на электростанции.
В работе должна быть приведены функциональные схемы устройств (комплексов) РЗ, АПВ, АВР, ПА, РА, связи, РАС, ОМП, СМПР, АСДУ, АИИС КУЭ, СОТИ АССО, учитывающие схемы их размещения.
4.14.  В работе должна быть разработана структурная схема сбора и передачи технологической информации Системному оператору и  ЦУС сетевой организации с учетом очередности ввода мощности на электростанции, включая организацию основных и резервных цифровых каналов связи до Филиала ОАО «СО ЕЭС» РДУ и ЦУС сетевой организации, в операционной зоне которых находится электростанция, в том числе организацию диспетчерской телефонной связи с учетом потребности филиалов ОАО «СО ЕЭС» РДУ, ОДУ (ЦУС сетевой организации при необходимости).
4.15.  В работе необходимо провести разработку основных технических решений по оснащению электрических сетей и электростанции устройствами делительной автоматики, обеспечивающими выделение блоков электростанции на сбалансированную нагрузку или на нагрузку собственных нужд по факту снижения частоты или напряжения в электрической сети.
В работе необходимо разработать и обосновать схемы подачи напряжения от внешней электрической сети или от генерирующего источника для разворота (пуска) полностью остановленной электростанции.
4.16.	В работе должны быть приведены рекомендации по применяемой на генерирующем оборудовании системе возбуждения и АРВ.
4.17 В работе должна быть проведена камеральная проработка вариантов прохождения трасс линий электропередачи для рекомендуемого варианта схемы выдачи мощности электростанции.
4.18.  В работе должен быть оценен объем необходимого электросетевого строительства для выдачи мощности электростанции, очередность ввода элементов электрической сети, определены мероприятия по обеспечению допустимых параметров электроэнергетического режима и требуемые инвестиции (с разделением по собственникам).
4.19.  В работе должна быть проведена оценка требуемых капитальных затрат на реализацию схемы выдачи мощности, включая ориентировочные затраты на оборудование РЗ, АПВ, АВР, ПА, РА, связи, РАС, ОМП, СМПР, АСДУ, АИИС КУЭ,  СОТИ АССО.
4.20.  В работе должны быть разработаны принципиальная схема электрических соединений электростанции (главная схема).
4.21.  В работе должна быть разработана карта-схема электрической сети для рекомендуемого варианта схемы выдачи мощности электростанции в электрическую сеть.
4.22.  При определении сроков реализации электросетевого строительства необходимо руководствоваться соответствующим нормативным документом сетевой компании, регламентирующим сроки работ по проектированию, строительству и реконструкции подстанций и линий электропередачи.
4.23.  При обосновании, проектировании схемы выдачи мощности и выполнении расчетов электроэнергетических режимов, статической и динамической устойчивости необходимо руководствоваться следующими нормативными документами:
‑  «Методическими рекомендациями по проектированию развития энергосистем» (утверждены Приказом Минэнерго России от 30.06.2003 № 281);
‑  «Методическими указаниями по устойчивости энергосистем» (утверждены Приказом Минэнерго России от 30.06.2003 № 277);
‑  другими нормативными документами.

5.  Взаимосвязь с предшествующими и последующими работами

•	Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики;
•	Схемы и программы перспективного развития, выполненные в соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 № 823 «О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики»;
•	Федеральные целевые программы;
•	Инвестиционные программы субъектов электроэнергетики;
•	Отчетные материалы ОАО «СО ЕЭС»;
•	Другие материалы по требованию заказчика и сторон, согласующих задание на выполнение работы.
•	
6.  Содержание и состав работы

6.1.  Анализ существующего баланса мощности и электроэнергии в ______ энергорайоне с прилегающими территориями  ______ энергосистем ОЭС _______.
6.2.  Прогноз уровней электропотребления и электрических нагрузок ___________ энергорайона с прилегающими территориями _________ энергосистем.
6.3.  Характеристика действующей схемы выдачи мощности электростанции и анализ режимов работы прилегающей к электростанции сети 110 кВ и выше.
6.4.  Характеристики балансов мощности ________ энергорайона с прилегающими территориями _________ энергосистем.
6.5.  Разработка вариантов схемы выдачи мощности электростанции.
6.6.  Результаты расчетов электроэнергетических режимов для разработанных вариантов схемы выдачи мощности.
6.7.  Технико-экономическое сравнение вариантов схемы выдачи мощности электростанции.
6.8.  Результаты расчетов токов к.з. для рекомендуемого варианта схемы выдачи мощности.
6.9.  Результаты расчетов статической и динамической устойчивости для рекомендуемого варианта схемы выдачи мощности.
6.10.  Анализ баланса реактивной мощности. Объем источников реактивной мощности и средств компенсации реактивной мощности.
6.11.  Анализ существующих устройств (комплексов) РЗ, АПВ, АВР, ПА, РА, связи, РАС, ОМП, СМПР, АСДУ, АИИС КУЭ, СОТИ АССО
6.12.  Основные технические решения по оснащению электрической сети и электростанции оборудованием РЗ, АПВ, АВР, ПА, РА, связи, РАС, ОМП, СМПР, АСДУ, АИИС КУЭ, СОТИ АССО.
6.13.  Основные технические решения по оснащению электрических сетей и электростанции устройствами делительной автоматики. Схема подачи напряжения на полностью остановленную электростанцию.
6.14. Рекомендации по применяемой на генерирующем оборудовании системе возбуждения и АРВ.
6.15.  Структурная схема сбора и передачи технологической информации Системному оператору и ЦУС сетевой организации.
6.16.  Принципиальная схема электрических соединений электростанции (главная схема).
6.17.  Карта-схема электрической сети для рекомендуемого варианта схемы выдачи мощности электростанции.
6.18.  Камеральная проработка вариантов прохождения трасс линий электропередачи для рекомендуемого варианта схемы выдачи мощности электростанции.
6.19.  Капитальные затраты на реализацию рекомендуемого варианта схемы выдачи мощности электростанции (с разделением затрат между электростанцией и сетевыми организациями).

7.  Порядок проведения приемки результатов работ
7.1.  Приемку научно-технической документации осуществляет Заказчик. Отчет по работе, кроме Заказчика, передается в сетевую компанию и ОАО «СО ЕЭС» в бумажном виде и на электронном носителе по 1 экз.
7.2.  Результаты работы согласовываются с сетевой компанией и     ОАО «СО ЕЭС».
7.3.  В ОАО «СО ЕЭС» заказчиком предоставляются расчетные модели, использованные для проведения расчетов электроэнергетических режимов, статической и динамической устойчивости.
______________________________________
*  Анализ режима электрической сети 35 кВ выполняется в случае, если схемой выдачи мощности предусматривается выдача мощности электростанции в сеть 35 кВ.

СОГЛАСОВАНО:
Заказчик
Сетевая компания
ОАО «СО ЕЭС»
Проектная организация