Типовое задание на выполнение работы
«Схема внешнего электроснабжения
энергопринимающих устройств»

1.	Основание для разработки
_____________________________________________________________

2.	Цель работы
Разработка схемы внешнего электроснабжения энергопринимающих устройств ______________ с максимальной мощностью потребления _____ МВт со сроком ввода 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 ___________ энергосистемы ОЭС _____ и разработаны основные показатели развития энергетики ______ энергорайона с прилегающими территориями _____ энергосистемы ОЭС _____ на год ввода в работу энергопринимающих устройств и перспективу 5 лет после ввода в работу энергопринимающих устройств (для каждого года пятилетнего периода) с оценкой уровня потребления электроэнергии и мощности в отдельных узлах, балансов мощности и электроэнергии.
4.2.  В работе должны быть разработаны балансы мощности и электроэнергии ______ энергорайона и ______ энергосистемы ОЭС ____ с учётом очередности и объема сетевого строительства на год ввода в работу энергопринимающих устройств и на перспективу 5 лет после ввода в работу энергопринимающих устройств (для каждого года пятилетнего периода).
4.3.  Исходные данные, в том числе схема основной электрической сети (35*) 110 кВ и выше на год ввода в работу энергопринимающих устройств и перспективу 5 лет после ввода в работу энергопринимающих устройств должны быть согласованы с АО «СО ЕЭС» и сетевой компанией.
4.4.  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 энергопринимающих устройств.
При расширении ____________ в работе также должна быть приведена характеристика действующей схемы внешнего электроснабжения энергопринимающих устройств. Характеристика действующей схемы внешнего электроснабжения и анализ режима загрузки прилегающей электрической сети (35*) 110 кВ и выше должны основываться на отчетных режимах зимних максимальных нагрузок и летних минимальных нагрузок (за дни контрольных замеров).
4.5.  При определении объема электросетевого строительства необходимо учитывать этапность ввода в работу энергопринимающих устройств, а также заявленную категорию надежности электроснабжения.
4.6.  Для определения основных технических решений по схеме внешнего электроснабжения в работе должны быть проведены расчеты электроэнергетических режимов для нормальной и основных ремонтных схем, а также нормативных возмущений в указанных схемах в соответствии требованиями к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок «Методические указаниями по устойчивости энергосистем» на год ввода в работу энергопринимающих устройств и перспективу 5 лет после ввода в работу энергопринимающих устройств (в случае прогнозирования существенного изменения режимно-балансовой ситуации в связи с вводами генерирующих и электросетевых объектов расчеты должны быть дополнительно выполнены для каждого года пятилетнего периода).
При анализе перспективных режимов работы электрических сетей и формировании требований к пропускной способности прилегающей сети (35*) 110 кВ и выше 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.
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 внешнего электроснабжения энергопринимающих устройств.
4.7.  Для рекомендуемого варианта схемы внешнего электроснабжения энергопринимающих устройств с учетом результатов по п.4.6 в работе должны быть выполнены расчеты статической устойчивости в прилегающей электрической сети и динамической устойчивости двигательной нагрузки для нормальной и основных ремонтных схем, а также нормативных возмущений в указанных схемах в соответствии с требованиями к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок «Методические указаниями по устойчивости энергосистем».
На основании результатов расчетов должны быть определены:
‑   принципы действия и состав устройств противоаварийной автоматики, а также необходимые объемы управляющих воздействий ПА для обеспечения допустимых параметров электроэнергетического режима на год ввода в работу энергопринимающих устройств и на перспективу 5 лет после ввода в работу энергопринимающих устройств (в случае прогнозирования существенного изменения режимно-балансовой ситуации в связи с вводами генерирующих и электросетевых объектов расчеты должны быть дополнительно выполнены для каждого года  пятилетнего периода).
‑   предварительные величины максимально допустимых перетоков активной мощности в существующих и вновь образуемых контролируемых сечениях, на максимально допустимый переток в которых оказывает влияние состав и (или) режим работы элементов схемы внешнего электроснабжения энергопринимающих устройств.
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.
4.8.  В работе для рекомендуемого варианта схемы внешнего электроснабжения энергопринимающих устройств должны быть проведены расчеты токов к.з. в прилегающей сети (35*) 110 кВ и выше на год ввода в работу энергопринимающих устройств и на перспективу 5 лет после ввода в работу энергопринимающих устройств (в случае прогнозирования существенного изменения режимно-балансовой ситуации в связи с вводами генерирующих и электросетевых объектов расчеты должны быть дополнительно выполнены для каждого года пятилетнего периода) и выполнена оценка соответствия отключающей способности коммутационного оборудования токам к.з. Результаты расчетов должны быть представлены в табличном и графическом виде.
По результатам расчетов должны быть определены требования к отключающей способности коммутационного оборудования, а также, при необходимости, рекомендации по замене коммутационного оборудования на энергообъектах в прилегающей сети и/или разработаны мероприятия по ограничению токов к.з.
4.9.  В работе для рекомендуемого варианта схемы внешнего электроснабжения энергопринимающих устройств должен быть выполнен анализ баланса реактивной мощности в прилегающей сети (35*) 110 кВ и выше на год ввода в работу энергопринимающих устройств и на перспективу 5 лет после ввода в работу энергопринимающих устройств (в случае прогнозирования существенного изменения режимно-балансовой ситуации в связи с вводами генерирующих и электросетевых объектов расчеты должны быть дополнительно выполнены для каждого года пятилетнего периода) и определен объем необходимых средств компенсации реактивной мощности.
4.10.  В работе должен быть выполнен анализ существующих систем 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), АСДУ, АИИС КУЭ, СМПР, системы обмена технологической информацией с Системным оператором (СОТИ АССО).
4.11.  В работе необходимо провести разработку основных технических решений по оснащению электрической сети устройствами РЗ, АПВ, АВР, ПА, РА, РАС, ОМП, связи, АСДУ, АИИС КУЭ, СМПР, СОТИ АССО и системы обмена технологической информацией с ЦУС сетевой организации с учетом этапности ввода энергопринимающих устройств.
В работе должна быть приведены функциональные схемы систем РЗ, АПВ, АВР, ПА, РА, связи, РАС, ОМП, АСДУ, АИИС КУЭ, СМПР, СОТИ АССО, учитывающие схемы их размещения.
4.12.  В работе для рекомендуемого варианта схемы внешнего электроснабжения энергопринимающих устройств должна быть разработана структурная схема сбора и передачи технологической информации Системному оператору с учетом этапности ввода энергопринимающих устройств, включая организацию двух цифровых каналов связи до ЦУС сетевой организации и двух цифровых каналов до ДЦ Филиала АО «СО ЕЭС» РДУ, в операционной зоне которого находится объект строительства, в том числе организацию диспетчерской телефонной связи с учетом потребности Филиала АО «СО ЕЭС» РДУ (Филиала АО «СО ЕЭС» ОДУ и ЦУС сетевой организации при необходимости)
4.13.  В работе должна быть проведена камеральная проработка вариантов прохождения трасс линий электропередачи для рекомендуемого варианта схемы внешнего электроснабжения энергопринимающих устройств.
4.14.  В работе должен быть оценен объем необходимого электросетевого строительства для обеспечения требуемой категории надежности электроснабжения энергопринимающих устройств, очередность ввода элементов электрической сети, определены мероприятия по обеспечению допустимых параметров электроэнергетического режима и требуемые инвестиции (с разделением по собственникам).
4.15.  В работе должна быть проведена оценка требуемых капитальных затрат на реализацию схемы внешнего электроснабжения энергопринимающих устройств, включая ориентировочные затраты на оборудование РЗ, АПВ, АВР, ПА, РА, связи, РАС, ОМП, АСДУ, АИИС КУЭ, СМПР, СОТИ АССО.
4.16.  В работе должна быть разработана карта-схема электрической сети для рекомендуемого варианта схемы внешнего электроснабжения энергопринимающих устройств.
4.17.  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.
4.18.  При обосновании, проектировании схемы внешнего электроснабжения энергопринимающих устройств 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);
‑ требованиями к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок «Методические указаниями по устойчивости энергосистем» (утверждены Приказом Минэнерго России от 03.08.2018 №630);
‑  другими нормативными документами.

5.	Указания к проектированию
5.1. Нормативно-технические документы (НТД), определяющие требования к оформлению и содержанию проектной документации:
­	Правила устройства электроустановок;
­	Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей;
­	требования к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок «Методические указаниями по устойчивости энергосистем» (утверждены Приказом Минэнерго России от 03.08.2018 №630);
­	Методические рекомендации по проектированию развития энергосистем, утвержденные приказом Минэнерго России от 30.06.2003 №281.
Данный список НТД не является полным и окончательным. При проектировании необходимо руководствоваться последними редакциями документов, необходимых и действующих на момент разработки документации
5.2. При проектировании выполнить координацию со следующими 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;
•	Утвержденные инвестиционные программы субъектов электроэнергетики;
•	Отчетные материалы АО «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  ______ энергосистемы ОЭС _______.
6.2.  Прогноз уровней потребления электроэнергии и мощности ___________ энергорайона с прилегающими территориями _________ энергосистемы ОЭС ________.
6.3.  Характеристика действующей схемы внешнего электроснабжения энергопринимающих устройств и анализ режимов работы прилегающей сети 110 кВ и выше.
6.4.  Характеристики балансов мощности ________ энергорайона с прилегающими территориями _________ энергосистемы ОЭС __________.
6.5.  Разработка вариантов схемы внешнего электроснабжения энергопринимающих устройств.
6.6.  Результаты расчетов электроэнергетических режимов для разработанных вариантов схемы внешнего электроснабжения энергопринимающих устройств.
6.7.  Технико-экономическое сравнение вариантов схемы внешнего электроснабжения энергопринимающих устройств.
6.8.  Результаты расчетов токов к.з. для рекомендуемого варианта схемы внешнего электроснабжения энергопринимающих устройств.
6.9.  Результаты расчетов статической и динамической устойчивости для рекомендуемого варианта схемы внешнего электроснабжения энергопринимающих устройств.
6.10.  Анализ баланса реактивной мощности. Объем источников реактивной мощности и средств компенсации реактивной мощности.
6.11.  Анализ существующих систем РЗ, АПВ, АВР, ПА, РА, связи, РАС, ОМП, АСДУ, АИИС КУЭ, СМПР, СОТИ АССО.
6.12.  Основные технические решения по оснащению электрической сети и электростанций оборудованием РЗ, АПВ, АВР, ПА, РА, связи, РАС, ОМП, АСДУ, АИИС КУЭ, СМПР, СОТИ АССО.
6.13.  Структурная схема сбора и передачи технологической информации Системному оператору и ЦУС сетевой организации.
6.14.  Карта-схема электрической сети для рекомендуемого варианта схемы внешнего электроснабжения энергопринимающих устройств.
6.15.  Камеральная проработка вариантов прохождения трасс линий электропередачи для рекомендуемого варианта схемы внешнего электроснабжения энергопринимающих устройств.
6.16.  Капитальные затраты на реализацию рекомендуемого варианта схемы внешнего электроснабжения энергопринимающих устройств (с разделением затрат между собственником,  сетевыми организациями и Системным оператором).

7.	Порядок согласования расчетных моделей и проведения приемки результатов работ
7.1.	Приемку научно-технической документации осуществляет Заказчик. Отчет по работе, кроме Заказчика, передается в сетевую компанию и АО «СО ЕЭС» в бумажном виде и на электронном носителе по 1 экз.
7.2.	Результаты работы согласовываются с сетевой компанией и АО «СО ЕЭС».
7.3.	Порядок согласования расчетных моделей:
7.3.1.	Заказчик направляет в адрес АО «СО ЕЭС» все расчетные модели (включая графические схемы), используемые для проведения расчетов электроэнергетических режимов, статической и динамической устойчивости, в форматах программных комплексов, с помощью которых проведены расчеты, в том числе в электронном виде в формате ПК «RastrWin» (*.rg2, *.grf).
Данные расчетные модели формируются на год ввода в работу энергопринимающих устройств и перспективу 5 лет после ввода в работу энергопринимающих устройств (в случае прогнозирования существенного изменения режимно-балансовой ситуации в связи с вводом/выводом генерирующих и электросетевых объектов перспективные модели должны быть дополнительно сформированы для каждого года пятилетнего периода).
7.3.2.	Заказчик направляет в адрес АО «СО ЕЭС» следующие расчетные модели (включая графические схемы), используемые для проведения расчетов токов КЗ, в формате комплекса программ для расчетов электрических величин при повреждениях сети и уставок релейной защиты (ПК «АРМ СРЗА»): 
- исходная расчетная модель – расчетная модель актуальная на момент подготовки проектной документации (без учета вводимых (выводимых) объектов электроэнергетики, ЛЭП и оборудования к моменту реализации инвестиционного проекта);
- перспективная расчетная модель – расчетная модель на год ввода в работу энергопринимающих устройств и перспективу 5 лет после ввода в работу энергопринимающих устройств (в случае прогнозирования существенного изменения режимно-балансовой ситуации в связи с вводом/выводом генерирующих и электросетевых объектов перспективные модели должны быть дополнительно сформированы для каждого года пятилетнего периода).
7.3.3.	Одновременно с направлением расчетных моделей, используемых для проведения расчетов токов КЗ, Заказчик направляет в адрес АО «СО ЕЭС» пояснительную записку, в составе которой должна быть представлена следующая информация, используемая при формировании перспективных расчетных моделей (приводится перечень изменений относительно исходной расчетной модели):
- перечень введенного и выведенного из эксплуатации электросетевого и генерирующего оборудования;
- номинальные параметры, типы оборудования, технические характеристики и расчетные параметры введенного в эксплуатацию электросетевого и генерирующего оборудования;
- изменения положений коммутационных аппаратов;
- изменения топологии сети.
Кроме того, пояснительная записка должна содержать результаты расчетов токов КЗ на шинах объектов электроэнергетики (с указанием токов подпитки КЗ от каждого присоединения) для схемы электрической сети на момент подготовки проектной документации без учета вновь вводимых (выводимых) объектов электроэнергетики, ЛЭП и оборудования - исходной схемы на момент подготовки проектной документации.
7.3.4.	Заказчик, направляет в АО «СО ЕЭС», расчетные модели, используемые при проведении расчетов электроэнергетических режимов, токов КЗ, статической устойчивости, а также динамической устойчивости, до направления соответствующих результатов расчетов (за исключением результатов расчетов токов КЗ на шинах объектов электроэнергетики, выполняемых с помощью исходной расчетной модели). 
Сбор и верификация данных, необходимых для формирования соответствующих расчетных моделей, осуществляется Заказчиком самостоятельно (с привлечением проектной организации при необходимости).
7.3.5.	Не допускается направление на рассмотрение в адрес АО «СО ЕЭС» результатов расчетов электроэнергетических режимов, статической и динамической устойчивости, а также токов КЗ (за исключением результатов расчетов токов КЗ на шинах объектов электроэнергетики, выполняемых с помощью исходной расчетной модели) до согласования АО «СО ЕЭС» расчетных моделей, используемых для выполнения соответствующих расчетов. 

8.	Особые условия.
8.1.	Разработка расчетных моделей и материалов внестадийной работы должны выполняться специализированной проектной организацией.
8.2.	Материалы внестадийной работы (с указанием даты внесения изменений), оформленные в установленном порядке (в том числе и с официальными подписями), должны быть представлены в формате Adobe Acrobat. 
Не допускается передача материалов внестадийной работы в формате Adobe Acrobat с пофайловым разделением страниц.
8.3. При направлении Заказчиком откорректированных материалов внестадийной работы должен быть приложен перечень направляемых томов (разделов) с указанием страниц, в которые проектной организацией были внесены изменения. Кроме того, указанные изменения должны быть выделены цветом по тексту документов.

*  Анализ режима электрической сети 35 кВ выполняется в случае, если схемой внешнего электроснабжения предусматривается подключение энергопринимающих устройств к сети 35 кВ.

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