ar-net.ru 2.13. При разработке схем внешнего электроснабжения конкретных потребителей - электрифицированных участков железных дорог, компрессорных и насосных станций газопроводов и нефтепроводов, промышленных потребителей и др. - потребность в электроэнергии и мощности принимается по данным Заказчика и соответствующих проектных институтов с учетом принятых решений о сроках строительства, финансовых возможностях инвестора, наличия проектной документации и других факторов.
2.14. Для учета расхода электроэнергии на собственные нужды электростанций и транспорта электроэнергии по электрической сети рекомендуется использовать:
на уровне проектирования ЕЭС России - обобщенные коэффициенты, составляющие 7% для собственных нужд и 9% на передачу и распределение электроэнергии по электрическим сетям от общего уровня потребления электроэнергии;
на уровне проектирования объединенных и районных энергосистем - сложившиеся отчетные показатели с учетом намечаемого ввода мощности и изменения структуры генерирующих мощностей, использования отдельных видов топлива, роста протяженности сети и др.;
при проектировании систем теплоснабжения следует учитывать нормативные потери в тепловых сетях региональных энергосистем и в муниципальных тепловых сетях.
2.15. Учитывая неоднозначность перспективы экономического развития России и ее регионов, появление новых и модернизацию существующих потребителей, а также неопределенность исходной информации, результаты расчетов электропотребления в схемах развития энергосистем рекомендуется представлять в виде нескольких различных уровней (сценариев). Этим сценариям может быть придана экспертная вероятностная оценка. В качестве основного (расчетного) сценария принимается наиболее вероятный. В соответствующих разделах схемы приводится оценка влияния достижения других уровней на основные рекомендации работы.
2.16. Основными показателями режима электропотребления энергосистемы являются графики нагрузки, используемые для решения следующих основных задач:
составление балансов мощности и определение необходимого развития генерирующих мощностей (получение мощности с оптового рынка);
определение оптимальной структуры электростанций, выявление их режимов работы и потребности в топливе;
выбор схем и параметров, а также анализ режимов работы основной сети энергосистемы и межсистемных связей;
разработка рекомендаций по регулированию режимов электропотребления.
2.17. При проектировании энергосистем используются: характерные суточные графики нагрузки рабочего и выходного дня для зимы и лета, годовые графики месячных максимумов, продолжительность использования максимальной нагрузки.
При определении перспективных графиков нагрузки энергосистем рекомендуется рассматривать проведение эффективных мероприятий по их выравниванию (например, с помощью тарифов, дифференцированных во времени).
В качестве расчетного максимального графика нагрузки принимается график среднего рабочего дня наиболее загруженного периода года (как правило, за декаду зимних суток).
2.18. Максимальная нагрузка объединенных и региональных энергосистем определяется суммированием нагрузок отдельных подстанций (с учетом коэффициента участия в максимуме нагрузки) и потерь мощности в электрической сети. Указанная величина должна соответствовать максимуму годового графика нагрузки энергосистемы или отношению электропотребления к времени продолжительности использования максимальной нагрузки.
2.19. Расчет перспективных электрических нагрузок подстанций рекомендуется вести:
для концентрированных промышленных потребителей - с учетом данных соответствующих проектных институтов, а при их отсутствии - методом прямого счета или с использованием объектов-аналогов;
для распределенной нагрузки (коммунально-бытовая, сельскохозяйственная и др.) - на основе статистического подхода, а при наличии отдельных концентрированных потребителей - с учетом коэффициента одновременности.
2.20. Аналогичным образом должны определяться графики тепловой нагрузки ТЭЦ и котельных региональных энергосистем, с тем чтобы можно было рационализировать их режимы работы.
2.21. При невозможности получить данные, необходимые для построения графиков электрических и тепловых нагрузок, значения максимумов нагрузки определяются путем экспертного прогнозирования числа часов использования этих максимумов.
Раздел 3. Развитие генерирующих мощностей
3.1. При проектировании развития генерирующих мощностей энергосистем решаются следующие задачи:
определение суммарной потребности в генерирующей мощности с учетом возможности получения (или выдачи) мощности и электроэнергии с оптового рынка;
выбор оптимальной структуры вновь вводимой мощности и определение потребности в ней с учетом рекомендаций по расширению и реконструкции и техническому перевооружению действующих электростанций;
предварительный выбор местоположения, основных параметров (типа, единичной мощности и количества энергоблоков) и очередности строительства (расширения, реконструкции, технического перевооружения) электростанций;
определение перспективных режимов работы электростанций (суточные, сезонные и годовые режимы работы) с учетом маневренных характеристик оборудования;
определение потребности в топливе, рекомендации по видам топлива;
определение ориентировочного объема инвестиций и потребности в основном оборудовании.
3.2. При решении задач развития генерирующих мощностей, перечисленных в п. 3.1, рекомендуется обеспечивать:
полное покрытие прироста нагрузки и ожидаемого спроса на электроэнергию, а также создание в энергосистемах необходимых резервов мощности;
использование местных ресурсов топлива;
использование площадок действующих электростанций;
наиболее экономичное развитие и использование электростанций исходя из условий функционирования и развития рынка энергоресурсов, режимов работы электростанций при соблюдении допустимого диапазона регулирования мощности, рациональных масштабов развития теплофикации;
соблюдение норм и правил охраны окружающей среды при строительстве новых и расширении действующих электростанций;
экономически обоснованные предложения по объемам и очередности технического перевооружения действующих электростанций.
3.3. Определение развития генерирующих мощностей производится в два этапа.
На первом этапе в составе энергетической стратегии России и стратегии развития электроэнергетики формируется оптимальная структура генерирующих мощностей с учетом развития топливно-энергетического комплекса, максимального использования гидроресурсов, возможных масштабов сооружения АЭС и других факторов. На этом этапе выполняется подготовка прогнозных тарифов (замыкающих цен) на поставки электроэнергии по отдельным (тарифным) зонам общероссийского оптового рынка электроэнергии. На втором этапе для каждой ОЭС выполняется обоснование состава, размещения, основных параметров и очередности сооружения электростанций с учетом технического состояния действующих энергоисточников и заявок от генерирующих компаний и независимых производителей по техническому перевооружению существующих электростанций и вводу новых мощностей.
3.4. Местоположение и возможная мощность тепловых электростанций (включая АЭС), направления технического перевооружения действующих электростанций определяются с учетом возможности размещения (земля, вода), транспорта топлива, наличия коридоров для электрических (тепловых) сетей, соблюдения норм и требований охраны окружающей среды, радиационной и экологической безопасности.
Предельная мощность КЭС (ПГУ, АЭС) должна выбираться исходя из минимума затрат на сооружение электростанций с учетом выдачи и распределения мощности, обеспечения экологических требований. Расчет указанных затрат по вариантам сооружения электростанций должен осуществляться с учетом развития энергосистем, продолжительности строительства, ввода и освоения мощности электростанций.
3.5. Выбор типов и единичной мощности агрегатов сооружаемых и расширяемых тепловых электростанций рекомендуется осуществлять с учетом влияния повышения единичной мощности энергоблоков на уровень резерва мощности энергосистем и пропускную способность электрических сетей, организации эксплуатации и ремонтов, автоматизированного управления режимами работы энергоблоков и электростанций в целом.
3.6. Обоснование целесообразности сооружения ТЭЦ, выбор типа и единичной мощности агрегатов рекомендуется осуществлять специализированным проектным организациям с учетом уровня и концентрации тепловых нагрузок, динамики их роста, объемов и режимов выработки электроэнергии в теплофикационном и конденсационном режимах, эффективности выработки электроэнергии в конденсационном режиме по сравнению с поставками электроэнергии с оптового рынка.
3.7. При обосновании целесообразности сооружения ГЭС (ГАЭС) основные энергетические показатели (установленная мощность, годовая выработка электроэнергии, вид регулирования и др.) рекомендуется принимать по данным специализированных проектных организаций.
3.8. Обоснование эффективности сооружения ГЭС (ГАЭС) осуществляется путем их сопоставления с замещаемыми объектами, в качестве которых могут приниматься базисные КЭС с учетом вытеснения ими в переменную часть графика нагрузки менее экономичных электростанций либо энергетические установки, оптимальный режим использования которых близок к режиму гидроэнергетической установки, например ГТУ.
3.9. При обосновании эффективности сооружения генерирующих источников ОЭС и региональных энергосистем путем сравнения их с мероприятиями по поставкам мощности и электроэнергии с оптового рынка рекомендуется использовать отраслевой вариант методики "Практические рекомендации по оценке экономической эффективности объектов электроэнергетики и разработка бизнес-планов" (Москва, 1999 г.), утвержденной РАО "ЕЭС России", а также методические рекомендации по оценке инвестиционных объектов.
3.10. При выполнении оценки стоимости сооружения энергетических объектов рекомендуется пользоваться укрупненными показателями стоимости сооружения электрических станций и электрических сетей, утвержденными РАО "ЕЭС России" в 2002 г., а также данными стратегии развития электроэнергетики России на долгосрочный период. В случае отсутствия предлагаемого к сооружению оборудования в укрупненных показателях стоимости оценку стоимости сооружения объектов рекомендуется проводить экспертно на базе имеющихся объектов-аналогов.
Расчеты по обоснованию экономической и коммерческой эффективности объектов электроэнергетики целесообразно выполнять в прогнозных ценах.
Воздействие электроэнергетики на окружающую среду
3.11. Оценка ожидаемого воздействия электроэнергетики на окружающую среду при разработке перспектив ее развития производится для замыкающих лет этапов развития отрасли (опорных лет) с использованием методик регионального уровня и укрупненных нормативов удельных значений экологических параметров на единицу продукции: нормативов удельных выбросов нормируемых загрязняющих веществ в атмосферу для вновь вводимых котельных установок, укрупненных норм водопотребления и водоотведения и т.д. Ожидаемые объемы выбросов загрязняющих веществ и парниковых газов в атмосферу не должны превышать предельных значений, соответствующих как внутригосударственным нормативным природоохранным требованиям, так и требованиям международных конвенций, участницей которых является Россия.
3.12. Ожидаемые дополнительные площади отвода земель под новые объекты электроэнергетики следует оценивать по нормативам их удельной землеемкости, за исключением гидроэлектростанций, площади отвода земель под которые в силу индивидуальности ГЭС оцениваются по проектным документам или определяются по объектам-аналогам.
3.13. Капиталовложения в охрану окружающей среды на вновь вводимое энергетическое оборудование в рамках действующих природоохранных нормативов предусматриваются в сметах проектов электростанций и учитываются вместе с необходимыми объемами капиталовложений в строительство электростанций.