ГОСТ Р 58057-2018 Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Планирование развития энергосистем. Общие требования. Изолированные энергосистемы россии переченьВсе, что вы хотели спросить о реформе рынка электроэнергии - Энергетика и промышленность России - № 2 (78) февраль 2007 года - WWW.EPRUSSIA.RUГазета "Энергетика и промышленность России" | № 2 (78) февраль 2007 года О задержках в реформировании энергорынкаЦелевая модель энергетического рынка полностью определена. Ее базовые принципы «зашиты» в сентябрьских постановлениях Правительства РФ о запуске новых правил работы розничного и оптового рынков электроэнергии. Действительно, до сих пор не приняты правила торговли мощностью и системными услугами. Но причины этой задержки носят скорее технический характер, а не являются результатом какого‑то противодействия. Просто это достаточно сложные по своей сути и содержанию вопросы, которые требуют детальной проработки. Необходимо учесть интерес всех без исключения участников рынка, в том числе концерна «Росэнергоатом», независимых энергосистем. В РАО «ЕЭС России» рассчитывают, что эти важные элементы целевой модели рынка электроэнергии должны быть приняты уже в этом году. Об изолированных энергосистемах Перечень технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем утвержден постановлением Правительства РФ. В этот перечень включены системы, не имеющие электрических связей с ЕЭС России. Изолированные энергосистемы относятся к сферам электроэнергетики, функционирование которых происходит в постоянных условиях отсутствия конкуренции, в силу их территориальной замкнутости. Поэтому на этих территориях ценообразование будет по‑прежнему регулируемым. С сентября 2006 года на указанные территории распространяются утвержденные Правительством Правила розничного рынка. Правила оптового рынка на эти территории не распространяются. Что же касается дальнейших перспектив изолированных энергосистем – таких, как Камчатка, Сахалин, Колыма, Магадан и Якутия ,– у них особая судьба. В настоящее время обсуждается вопрос о том, каким должно быть целевое состояние действующих в этих регионах энергокомпаний на момент второй, финальной реорганизации РАО «ЕЭС России», в середине 2008 г. Кроме того, в стадии формирования находятся программы развития каждой из этих энергосистем на 5 лет. Обе эти задачи предполагается решить в течение первого полугодия 2007 г. Особенно стоит выделить ОАО «Камчатскэнерго». В течение нескольких лет РАО «ЕЭС России» и его дочерняя «Дальневосточная энергетическая управляющая компания» проводили финансовое оздоровление энергосистемы полуострова. В 2006 г. была окончательно реструктуризирована накопленная за долгие годы многомиллиардная задолженность компании, проведена эмиссия дополнительных акций. Все это позволило превратить ОАО «Камчатскэнерго» из фактически банкрота в нормальную энергокомпанию с хорошими перспективами. Параллельно в РАО «ЕЭС России» активно разрабатывалась стратегия дальнейшего развития энергетики полуострова. Она направлена на решение ключевой проблемы энергосистемы Камчатки – высокой зависимости от дальнепривозного мазута. В конце 2006 г. этот документ был в целом одобрен на одном из совещаний с участием председателя Правления РАО «ЕЭС России» Анатолия Чубайса. На очереди – обсуждение этой стратегии на заседании Правления РАО «ЕЭС России». Согласно этому документу в ближайшие 4 года на Камчатке предполагается начать разработку местного газового месторождения, построить газопровод и начать перевод мазутных ТЭЦ на газ. Еще одно направление развития генерации полуострова – расширение использования геотермальной и гидроэнергетики. В результате топливный баланс энергетики региона полностью изменится. По оценкам РАО «ЕЭС России» на реализацию стратегии развития Камчатской энергосистемы потребуются инвестиции в размере полумиллиарда долларов США. Их привлечение напрямую зависит от того, удастся ли в 2007 г. договориться об установлении для ОАО «Камчатскэнерго» долгосрочных тарифов. О реализации активов РАО «ЕЭС» Проектный центр по реализации активов РАО «ЕЭС России» был создан в августе 2006 года и приступил к работе уже осенью. Его возглавил член Правления, управляющий директор бизнес-единицы № 2 РАО «ЕЭС России» Владимир Аветисян. Основная задача центра – реализация активов РАО «ЕЭС России» по максимальной стоимости. В числе ключевых функций этого органа – разработка и реализация стратегии продаж активов компании, подготовка рекомендаций по условиям и объектам продаж, контроль за процессом совершения сделок. Целесообразность продажи того или иного объекта по представлению Проектного центра утверждает специальная комиссия РАО «ЕЭС России», которую возглавляет председатель Правления компании Анатолий Чубайс. Окончательное решение о продаже принимает Совет директоров РАО «ЕЭС России». Однако прежде предложения Проектного центра обсуждаются представителями миноритарных акционеров компании. В первую очередь к продаже будут подготовлены ряд сбытовых компаний и ремонтных предприятий. Список из семи сбытовых компаний, подлежащих продаже в первом квартале 2007 года, уже внесен в повестку дня заседания Совета директоров, которое запланировано на 9 февраля. Определена и форма продажи. Реализация активов компании будет проводиться через открытые аукционы. Что касается продажи объектов недвижимости, принадлежащих как головному обществу, так и ДЗО РАО «ЕЭС России», здесь в качестве стартовой площадки выбрана Москва, поскольку именно здесь расположены наиболее ликвидные активы. В настоящее время разрабатывается «Порядок распоряжения объектами недвижимости в г. Москве, принадлежащими РАО и ДЗО РАО». www.eprussia.ru Изолированные энергосистемы регионов стало проще объединять — Российская газетаИзолированным энергосистемам станет проще присоединиться к Единой энергосистеме России (ЕЭС России) или друг к другу, так как теперь регулятором этого механизма станет правительство РФ. Поправки в Закон "Об электроэнергетике", предполагающие такие изменения, публикует "Российская газета". Основная идея - установить порядок присоединения одной системы к другой, а также предоставить системному оператору полномочия вести оперативно-диспетчерское управление в технологически изолированных системах, пояснила "РГ" статс-секретарь - заместитель министра энергетики Анастасия Бондаренко. В последние годы реализованы несколько проектов по присоединению к ЕЭС. Например, в 2016 году с ней слилась энергосистема Крымского полуострова, а сейчас идет присоединение западного и центрального энергорайонов Якутии. Изолированными остаются территории Камчатки, Магаданской области, Сахалина, Чукотки и Таймыра. Параллельная и синхронная работа энергосистем позволяет обеспечить оптимальное использование пропускной способности сетей и нагрузки генерирующих объектов, повысить надежность снабжения потребителей, а также установиться рыночным условиям работы. Кроме того, закон снимает запрет на заключение сетевыми организациями договоров купли-продажи электроэнергии с энергосбытами для компенсации потерь в сетях. "Формально таким образом сняли запрет, введенный с 1 января 2016 года в целях укрепления платежной дисциплины. Однако экономические расчеты показали, что в указанном механизме рынок не нуждается, поэтому определяющим было движение к либерализации отношений в этом вопросе", - говорит Бондаренко. Также к существенным изменениям относится продление сроков покупки электроэнергии на оптовом рынке по регулируемым ценам в полном объеме для отдельных субъектов РФ, например Северного Кавказа и Бурятии, "что позволит на указанный период также сдерживать рост цен для конечного потребителя", заключает Бондаренко. rg.ru Перечень технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем постановление правительства РФ от 27-12-2004 854 об утверждении правил оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике (2018). Актуально в 2018 годуразмер шрифта +7 812 627 17 35 +7 499 350 44 79 8 (800) 333-45-16 доб. 100 ПОСТАНОВЛЕНИЕ Правительства РФ от 27-12-2004 854 ОБ УТВЕРЖДЕНИИ ПРАВИЛ ОПЕРАТИВНО-ДИСПЕТЧЕРСКОГО УПРАВЛЕНИЯ В... Актуально в 2018 году ПЕРЕЧЕНЬ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИ ИЗОЛИРОВАННЫХ ТЕРРИТОРИАЛЬНЫХ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ1. Электроэнергетическая система Камчатской области 2. Электроэнергетическая система Магаданской области 3. Западный район электроэнергетической системы Республики Саха (Якутия) (Мирнинский и Ленский районы, Сунтарский, Нюрбинский, Вилюйский и Верхневилюйский улусы (районы) 4. Центральный район электроэнергетической системы Республики Саха (Якутия) (Горный, Хангаласский, Мегино-Кангаласский, Амгинский, Чурапчинский, Усть-Алданский, Таттинский, Томпонский и Намский улусы (районы), г. Якутск) 5. Электроэнергетическая система Сахалинской области 6. Электроэнергетическая система Чукотского автономного округа 7. Электроэнергетическая система Таймырского (Долгано-Ненецкого) автономного округа www.zakonprost.ru Единая энергетическая система России — Википедия РУ
Единая энергетическая система России (ЕЭС России) — совокупность производственных и иных имущественных объектов электроэнергетики, связанных единым процессом производства (в том числе производства в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии) и передачи электрической энергии в условиях централизованного оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике России[1]. ГОСТ 21027-75 дает следующее определение Единой энергосистемы[2]: Единая энергосистема — совокупность объединённых энергосистем (ОЭС), соединённых межсистемными связями, охватывающая значительную часть территории страны при общем режиме работы и имеющая диспетчерское управление ЕЭС России охватывает практически всю обжитую территорию страны и является крупнейшим в мире централизованно управляемым энергообъединением. В настоящее время ЕЭС России включает в себя 70 энергосистем на территории 81 субъектов Российской Федерации[3][4], работающих в составе шести работающих параллельно ОЭС — ОЭС Центра, Юга, Северо-Запада, Средней Волги, Урала и Сибири и ОЭС Востока, работающей изолированно от ЕЭС России. Кроме того, ЕЭС России осуществляет параллельную работу с ОЭС Украины, ОЭС Казахстана, ОЭС Белоруссии, энергосистемами Эстонии, Латвии, Литвы, Грузии и Азербайджана, а также с NORDEL (связь с Финляндией через вставку постоянного тока в Выборге). Энергосистемы Белоруссии, России, Эстонии, Латвии и Литвы образуют так называемое «Электрическое кольцо БРЭЛЛ», работа которого координируется в рамках подписанного в 2001 году Соглашения о параллельной работе энергосистем БРЭЛЛ. Системный оператор выделяет три крупных независимых энергообъединения в Европе — Северную (NORDEL), Западную (UCTE) и Восточную (ЕЭС/ОЭС) синхронные зоны (NORDEL и UCTE в июле 2009 года вошли в состав нового европейского объединения — ENTSO-E). Под ЕЭС/ОЭС понимается ЕЭС России в совокупности с энергосистемами стран СНГ, Прибалтики и Монголии. Преимущества объединения электрических станций и сетей в ЕЭС РоссииПараллельная работа электростанций в масштабе Единой энергосистемы позволяет реализовать следующие преимущества[5]:
Совместная работа электростанций в Единой энергосистеме обеспечивает возможность установки на электростанциях агрегатов наибольшей единичной мощности, которая может быть изготовлена промышленностью, и укрупнения электростанций. Увеличение единичной мощности агрегатов и установленной мощности электростанций имеет значительный экономический эффект. История созданияПринципы централизации выработки электроэнергии и концентрации генерирующих мощностей на крупных районных электростанциях были заложены ещё при реализации плана ГОЭЛРО. Развитие электроэнергетики СССР в 1930-е годы характеризовалось началом формирования энергосистем. В 1926 году в Московской энергосистеме была создана первая в стране центральная диспетчерская служба (ЦДС, в настоящее время ЦДС носят названия Региональных диспетчерских управлений и имеют статус филиалов ОАО «СО ЕЭС»). К 1935 году в стране работало шесть энергосистем, в том числе Московская, Ленинградская, Донецкая и Днепровская. Первые энергосистемы были созданы на основе ЛЭП напряжения 110 кВ, за исключением Днепровской, в которой использовались линии напряжения 154 кВ, принятого для выдачи мощности Днепровской ГЭС. В 1942 году для координации работы трех районных энергетических систем: Свердловской, Пермской и Челябинской было создано первое Объединённое диспетчерское управление — ОДУ Урала. В 1945 году было создано ОДУ Центра. В начале 1950-х годов было начато строительство каскада гидроэлектростанций на Волге. В 1956 году объединение энергосистем Центра и Средней Волги линией электропередачи 400 кВ «Куйбышев — Москва», обеспечивавшей выдачу мощности Куйбышевской ГЭС, обозначило начало формирования Единой энергосистемы СССР. Последовавшее строительство ЛЭП 500 кВ от каскада Волжских ГЭС обеспечило возможность параллельной работы энергосистем Центра, Средней и Нижней Волги и Урала и завершило первый этап создания Единой энергетической системы. В июле 1962 году было подписано соглашение о создании в Праге Центрального диспетчерского управления (ЦДУ) энергосистем Болгарии, Венгрии, ГДР, Польши, СССР, Румынии и Чехословакии. Это соглашение привело к созданию крупнейшей на планете энергосистемы «Мир» (установленная мощность электростанций более 400 ГВт). В 1967 году на базе ОДУ Центра было создано Центральное диспетчерское управление (ЦДУ) ЕЭС СССР, принявшее на себя также функции диспетчерского управления параллельной работой энергосистем ОЭС Центра. В 1970 году к ЕЭС была присоединена ОЭС Закавказья, а в 1972 году — ОЭС Казахстана и отдельные районы Западной Сибири. В 1978 году ОЭС Сибири была присоединена к ЕЭС СССР. К 1990 году в состав ЕЭС СССР входили 9 из 11 энергообъединений страны, охватывая 2/3 территории СССР, на которых проживало более 90 % населения. В ноябре 1993 г. из-за большого дефицита мощности на Украине был осуществлён вынужденный переход на раздельную работу ЕЭС России и ОЭС Украины, что привело к раздельной работе ЕЭС России с остальными энергосистемами, входящими в состав энергосистемы «Мир». В дальнейшем параллельная работа энергосистем, входящих в состав «Мира», с центральным диспетчерским управлением в Праге не возобновлялась. После распада СССР электрические связи между некоторыми энергообъединениями в составе ЕЭС России стали проходить по территории независимых государств и электроснабжение части регионов оказалось зависимым от этих государств (связи 500—1150 кВ между ОЭС Урала и Сибири, проходящие по территории Казахстана, связи ОЭС Юга и Центра, частично проходящие по территории Украины, связи ОЭС Северо-Запада с Калининградской энергосистемой, проходящие по территории стран Балтии). Административно-хозяйственное управление ЕЭСДо 1 июля 2008 года высшим уровнем в административно-хозяйственной структуре управления электроэнергетической отраслью являлось ОАО «РАО ЕЭС России». Диспетчерско-технологическое управление работой ЕЭС России осуществляет АО «СО ЕЭС». Постановлением Правительства РФ от 11.07.2001 № 526 «О реформировании электроэнергетики Российской Федерации» Единая энергетическая система России признана «общенациональным достоянием и гарантией энергетической безопасности» государства. Основной её частью «является единая национальная энергетическая сеть, включающая в себя систему магистральных линий электропередачи, объединяющих большинство регионов страны и представляющая собой один из элементов гарантии целостности государства». Для её «сохранения и укрепления, обеспечения единства технологического управления и реализации государственной политики в электроэнергетике» было предусмотрено создание ОАО «ФСК ЕЭС». В постановлении Правительства Российской Федерации от 26.01.2006 № 41 были утверждены критерии отнесения к ЕНЭС магистральных линий электропередачи и объектов электросетевого хозяйства. Следует отметить, что в других нормативных документах аббревиатура ЕНЭС расшифровывается как «Единая национальная электрическая сеть», что является более правильным с технической точки зрения. Большинство тепловых электростанций России находятся в собственности семи ОГК (оптовые генерирующие компании) и четырнадцати ТГК (территориальные генерирующие компании). Большая часть производственных мощностей гидроэнергетики сосредоточена в руках компании ПАО «РусГидро». Эксплуатирующей организацией АЭС России является АО «Концерн Росэнергоатом». Реформирование электроэнергетики подразумевало создание в России оптового и розничных рынков электрической энергии. Деятельность по обеспечению функционирования коммерческой инфраструктуры оптового рынка, эффективной взаимосвязи оптового и розничных рынков, формированию благоприятных условий для привлечения инвестиций в электроэнергетику, организации на основе саморегулирования эффективной системы оптовой и розничной торговли электрической энергией и мощностью осуществляет некоммерческое партнёрство «Совет рынка». Деятельность по организации торговли на оптовом рынке, связанная с заключением и организацией исполнения сделок по обращению электрической энергии, мощности и иных объектов торговли, обращение которых допускается на оптовом рынке, осуществляет коммерческий оператор оптового рынка — АО «Администратор торговой системы оптового рынка электроэнергии» (АО «АТС»). Особенности ЕЭСЕЭС России располагается на территории, охватывающей 8 часовых поясов. Необходимостью электроснабжения столь протяжённой территории обусловлено широкое применение дальних электропередач высокого и сверхвысокого напряжения. Системообразующая электрическая сеть ЕЭС (ЕНЭС) состоит из линий электропередачи напряжения 220, 330, 500 и 750 кВ. В электрических сетях большинства энергосистем России используется шкала напряжений 110—220 — 500—1150 кВ. В ОЭС Северо-Запада и частично в ОЭС Центра используется шкала напряжений 110—330 — 750 кВ. Наличие сетей напряжения 330 и 750 кВ в ОЭС Центра связано с тем, что сети указанных классов напряжения используются для выдачи мощности Калининской, Смоленской и Курской АЭС, расположенных на границе использования двух шкал напряжений. В ОЭС Юга определённое распространение имеют сети напряжения 330 кВ. Структура генерирующих мощностейОЭС, входящие в состав ЕЭС России, имеют различную структуру генерирующих мощностей, значительная часть энергосистем не сбалансирована по мощности и электроэнергии. Основу российской электроэнергетики составляют около 600 электростанций суммарной мощностью 210 ГВт, работающих в составе ЕЭС России. Две трети генерирующих мощностей приходится на тепловые электростанции. Около 55 % мощностей ТЭС составляют теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), а 45 % — конденсационные электростанции (КЭС). Мощность гидравлических (ГЭС), в том числе гидроаккумулирующих (ГАЭС) электростанций составляет 21 % установленной мощности электростанций России. Мощность атомных электростанций составляет 17,2 % установленной мощности электростанций страны. Для ЕЭС России характерна высокая степень концентрации мощностей на электростанциях. На тепловых электростанциях эксплуатируются серийные энергоблоки единичной мощностью 500 и 800 МВт и один блок мощностью 1200 МВт на Костромской ГРЭС. Единичная мощность энергоблоков действующих АЭС достигает 1000 МВт. Технические проблемы функционирования ЕЭСОдной из серьёзных проблем функционирования ЕЭС является слабость межсистемных, а иногда и системообразующих связей в энергосистеме, что приводит к «запиранию» мощностей электрических станций[6]. Слабость межсистемных связей в ЕЭС обусловлена её территориальной распределённостью. Ограничения в использовании связей между различными ОЭС и большинства наиболее важных связей внутри ОЭС определяются в основном условиями статической устойчивости; для ЛЭП, обеспечивающих выдачу мощности крупных электростанций, и ряда транзитных связей определяющими могут быть условия динамической устойчивости. Проводившиеся исследования выявили, что стабильность частоты в ЕЭС России была ниже, чем в UCTE. Особенно большие отклонения частоты происходят весной и во второй половине ночи, что свидетельствует об отсутствии гибких средств регулирования частоты[7]. Перспективы развития ЕЭСРазвитие ЕЭС в обозримой перспективе описывается в Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2020 года. В настоящее время[когда?] Системный оператор завершил работу над технико-экономическим обоснованием (ТЭО) объединения ЕЭС/ОЭС с UCTE. Такое объединение означало бы создание самого большого в мире энергетического объединения, расположенного в 12 часовых поясах, суммарной установленной мощностью более 860 ГВт[8]. 2 апреля 2009 года в Москве состоялась Международная отчётная конференция «Перспективы объединения энергосистем Восток-Запад (Результаты ТЭО синхронного объединения ЕЭС/ОЭС с UCTE)»[9]. ТЭО показало, что «синхронное объединение энергосистем UCTE и ЕЭС/ОЭС возможно при условии проведения ряда технических, эксплуатационных и организационных мероприятий и создания необходимых правовых рамок, определённых исследованием. Поскольку выполнение этих условий, вероятно, потребует длительного времени, синхронное объединение должно рассматриваться как долгосрочная перспектива. Для построения совместной, крупнейшей в мире рыночной платформы для торговли электроэнергией между синхронными зонами UCTE и ЕЭС/ОЭС также может быть рассмотрено создание несинхронных связей, что, однако, требует проведения отдельных исследований заинтересованными сторонами»[10]. См. такжеПримечания
http-wikipediya.ru ГОСТ Р 58057-2018 Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Планирование развития энергосистем. Общие требования, ГОСТ Р от 13 марта 2018 года №58057-2018ГОСТ Р 58057-2018 ОКС 27.010 Дата введения 2019-01-01 Предисловие1 РАЗРАБОТАН Акционерным обществом "Системный оператор Единой энергетической системы" (АО "СО ЕЭС") 2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 016 "Электроэнергетика" 3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 13 марта 2018 г. N 128-ст 4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕПравила применения настоящего стандарта установлены в статье 26 Федерального закона от 29 июня 2015 г. N 162-ФЗ "О стандартизации в Российской Федерации". Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном (по состоянию на 1 января текущего года) информационном указателе "Национальные стандарты", а официальный текст изменений и поправок - в ежемесячном информационном указателе "Национальные стандарты". В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ближайшем выпуске ежемесячного информационного указателя "Национальные стандарты". Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (www.gost.ru) 1 Область применения1.1 Настоящий стандарт устанавливает требования к разработке программных документов, определяющих развитие электроэнергетики, в том числе:- схемы и программы развития Единой энергетической системы России в соответствии с требованиями [1];- схемы и программы развития электроэнергетики субъектов Российской Федерации в соответствии с требованиями [1]. 1.2 Настоящий стандарт предназначен для всех организаций, осуществляющих планирование развития ЕЭС России и входящих в нее объединенных и территориальных энергосистем, технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем и (или) принимающих участие в разработке указанных в 1.1 документов (далее - планирование развития энергосистем). 1.3 Конкретный объем применяемых требований настоящего стандарта при разработке указанных в 1.1 документов определяется исходя из целей и задач соответствующих работ. 1.4 Конкретные требования к:- развитию и пропускной способности электрической сети;- схемам и параметрам электрической сети;- допустимой перегрузке линий электропередачи и электросетевого оборудования;- проектированию схем внешнего электроснабжения энергопринимающих устройств потребителей и схем выдачи мощности электрических станций;- развитию электрической сети, осуществляющей электроснабжение мегаполисов;- выбору типа, мощности и места установки устройств компенсации реактивной мощности и регулированию напряжения в электрической сети;- расчетам режимов работы электрической сети должны определяться в соответствии с национальным стандартом, устанавливающим общие требования к планированию развития электрических сетей. 2 Нормативные ссылкиВ настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие документы:ГОСТ Р 57114-2016 Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Электроэнергетические системы. Оперативно-диспетчерское управление в электроэнергетике и оперативно-технологическое управление. Термины и определенияГОСТ Р 58058-2018 Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Оперативно-диспетчерское управление. Устойчивость энергосистем. Нормы и требованияПримечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов (классификаторов, сводов правил) в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя "Национальные стандарты" за текущий год. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого стандарта с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого стандарта с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку. 3 Термины, определения и сокращения3.1 Термины и определенияВ настоящем стандарте применены термины по ГОСТ Р 57114, а также следующие термины с соответствующими определениями: 3.1.1 балансовая надежность энергосистемы: Способность энергосистемы обеспечивать совокупный спрос на электрическую энергию и мощность потребителей с учетом пропускной способности электрической сети, запланированных и вероятных незапланированных отключений элементов энергосистемы. 3.1.2 коэффициент совмещения потребления мощности энергосистемы: Отношение потребления мощности энергосистемы в час прохождения максимума нагрузки энергообъединения, в состав которого входит энергосистема, к абсолютному максимуму потребления мощности энергосистемы. 3.1.3 максимум потребления мощности энергосистемы: Наибольшее значение потребления мощности энергосистемы для определенного периода времени (год, месяц, сутки). 3.1.4 минимум потребления мощности энергосистемы: Наименьшее значение потребления мощности энергосистемы для определенного периода времени (год, месяц, сутки). 3.1.5 оценка коммерческой эффективности: Определение экономического результата реализации инвестиционного проекта для инвесторов и/или потребителей энергосистемы. 3.1.6 оценка технико-экономической (системной) эффективности: Определение оптимальных технических решений по строительству и/или реконструкции объектов электроэнергетики, обеспечивающих решение поставленной задачи с минимальными затратами. 3.1.7
Примечание - Для целей настоящего стандарта под энергосистемой понимаются: территориальная энергосистема (в том числе технологически изолированная), ОЭС, ЕЭС России, если иное не указано непосредственно в положениях стандарта. Дополнительно при планировании развития конкретных энергорайонов, областей регулирования под энергосистемой также понимаются энергорайон, область регулирования. 3.1.8 температура ОЗМ: Температура наружного воздуха территории энергосистемы, рассчитанная как среднеарифметическое из фактических среднесуточных значений 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 1°С. 3.1.9 температура ПЭВТ: Температура наружного воздуха территории энергосистемы, рассчитанная как среднеарифметическое из максимальных значений среднесуточных температур наружного воздуха по территории энергосистемы за период с июня по август за 5 предшествующих лет с округлением до 1°С. 3.2 СокращенияВ настоящем стандарте применены следующие сокращения:
4 Общие положения4.1 Общей задачей планирования развития энергосистем является разработка схем (решений), определяющих эффективное развитие энергосистем и обеспечивающих их надежное функционирование, включая развитие объектов по производству электрической энергии и электросетевой инфраструктуры, комплексов и устройств РЗА, СДТУ. 4.2 Основными принципами планирования развития энергосистем являются: docs.cntd.ru ГОСТ Р 57693-2017 Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Оперативно-диспетчерское управление. Резервы активной мощности Единой энергетической системы России. Определение объемов резервов активной мощности при краткосрочном планировании. Нормы и требования, ГОСТ Р от 21 сентября 2017 года №57693-2017ГОСТ Р 57693-2017 ОКС 27.010 Дата введения 2018-06-01 Предисловие1 РАЗРАБОТАН Акционерным обществом "Системный оператор Единой энергетической системы" (АО "СО ЕЭС") 2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 016 "Электроэнергетика" 3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 21 сентября 2017 г. N 1186-ст 4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕПравила применения настоящего стандарта установлены в статье 26 Федерального закона от 29 июня 2015 г. N 162-ФЗ "О стандартизации в Российской Федерации". Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном (по состоянию на 1 января текущего года) информационном указателе "Национальные стандарты", а официальный текст изменений и поправок - в ежемесячном информационном указателе "Национальные стандарты". В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ближайшем выпуске ежемесячного информационного указателя "Национальные стандарты". Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (www.gost.ru) 1 Область применения1.1 Настоящий стандарт устанавливает нормы и требования, которыми следует руководствоваться системному оператору при краткосрочном планировании электроэнергетического режима энергосистемы на территории:- 1-й синхронной зоны Единой энергетической системы России;- 2-й синхронной зоны Единой энергетической системы России;- временно выделенных на изолированную работу объединенных электроэнергетических систем (частей объединенных электроэнергетических систем), за исключением требований к определению нормативного объема и планированию резерва первичного регулирования, определению нормативного объема и планированию резерва вторичного регулирования.Примечание - Краткосрочное планирование включает в себя выбор состава включенного генерирующего оборудования и генерирующего оборудования, находящегося в резерве, и планирование электроэнергетического режима Единой энергетической системы России на операционные сутки и периоды в пределах операционных суток. 1.2 Настоящий стандарт устанавливает требования:- к определению нормативных и плановых объемов резервов активной мощности;- размещению плановых объемов резервов активной мощности (кроме резерва третичного регулирования) при краткосрочном планировании;- определению фактических объемов резервов активной мощности. 2 Нормативные ссылкиВ настоящем стандарте использована нормативная ссылка на следующий стандарт:ГОСТ Р 55890 Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Оперативно-диспетчерское управление. Регулирование частоты и перетоков активной мощности. Нормы и требованияПримечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя "Национальные стандарты" за текущий год. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого стандарта с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого стандарта с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку. 3 Термины, определения и сокращения3.1 В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ Р 55890, а также следующие термины с соответствующими определениями: 3.1.1 оптовый рынок: Оптовый рынок электрической энергии и мощности. 3.1.2 нормативный объем резерва (первичного, вторичного, третичного регулирования): Величина резерва мощности, минимально необходимая для обеспечения надежного функционирования энергетической системы в нормальном режиме и в послеаварийных режимах после нормативных возмущений.Примечание - Нормативный объем резерва определяется для первичного, вторичного, третичного регулирования. 3.1.3 фактический объем резерва (первичного, вторичного, третичного регулирования): Расчетная величина резерва активной мощности, определяемая с учетом фактической загрузки генерирующего оборудования. 3.2 В настоящем стандарте применены следующие сокращения:
docs.cntd.ru
www.gpedia.com |
|
|||||||||||||||||
|
|
|||||||||||||||||
|
