Приказ Минэнерго РФ от 15.07.2010 № 333

«Об утверждении схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2010 — 2016 годы»

МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ПРИКАЗ

от 15 июля 2010 г. № 333

ОБ УТВЕРЖДЕНИИ СХЕМЫ И ПРОГРАММЫ РАЗВИТИЯ ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ РОССИИ НА 2010 — 2016 ГОДЫ

В соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. № 823 «О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2009, № 43, ст. 5073) и пунктом 4.4.1 Положения о Министерстве энергетики Российской Федерации, утвержденного Постановлением Правительства Российской Федерации от 28 мая 2008 г. № 400 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2008, № 22, ст. 2577; № 42, ст. 4825; № 46, ст. 5337; 2009, № 3, ст. 378; № 6; ст. 738; № 33, ст. 4088; № 52 (ч. II), ст. 6586; № 9, ст. 960; № 26, ст. 3350), приказываю:

Утвердить прилагаемую схему и программу развития Единой энергетической системы России на 2010 — 2016 годы.

Не нуждается в государственной регистрации. Письмо Минюста России от 17 августа 2010 г. № 01/14284-АФ.

СХЕМА И ПРОГРАММА РАЗВИТИЯ ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ РОССИИ

I. Основные цели и задачи

Схема и программа развития Единой энергетической системы (далее — ЕЭС) России на период 2010 — 2016 годы (далее — схема и программа) разработаны в соответствии с Правилами разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утвержденными Постановлением Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 № 823 «О схемах и программах развития электроэнергетики» <*>.

<*> Собрание законодательства Российской Федерации, 2009, № 43, ст. 5073.

Основной целью схемы и программы является содействие развитию сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей, а также обеспечению удовлетворения долгосрочного и среднесрочного спроса на электрическую энергию и мощность.

Основными задачами схемы и программы являются обеспечение надежного функционирования ЕЭС России в долгосрочной перспективе, скоординированное планирование строительства и ввода в эксплуатацию (вывода из эксплуатации) объектов сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей и информационное обеспечение деятельности органов государственной власти при формировании государственной политики в сфере электроэнергетики, а также организаций коммерческой и технологической инфраструктуры отрасли, субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии и инвесторов.

II. Прогноз спроса на электрическую энергию по единой энергетической системе России и территориям субъектов Российской Федерации на 2010 — 2016 годы

Прогноз потребления электрической энергии основывается на: макроэкономических показателях Концепции долгосрочного социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2020 года, утвержденной распоряжением Правительства Российской Федерации от 17.11.2008 № 1662-р <*>, Экономической стратегии России на период до 2030 года, утвержденной распоряжением Правительства Российской Федерации от 13.11.2009 № 1715-р <**>; Сценарных условиях функционирования экономики Российской Федерации; основных параметрах социально-экономического развития Российской Федерации на 2010 год и плановый период на 2011 — 2012 годы, представленных Минэкономразвития России и одобренных Правительством Российской Федерации в июле 2009 г.; Инвестиционной программе ОАО «ФСК ЕЭС» на 2010 — 2012 годы.

<*> Собрание законодательства Российской Федерации, 2008, № 47, ст. 5489.

<**> Собрание законодательства Российской Федерации, 2009, № 48, ст. 5836.

Объем потребления электрической энергии по ЕЭС России в 2009 году составил 942,8 млрд. кВт·ч, в 2008 году 989,7 млрд. кВт·ч (снижение в 2009 году на 4,7%). Снижение потребления электрической энергии связано с влиянием экономического кризиса, повлекшего спад промышленного производства.

В числе регионов и объединенных энергетических системах (далее — ОЭС), в которых экономический кризис привел к резкому снижению спроса на электрическую энергию, выделяются центры с производством:

• металлургической продукции в ОЭС Центра (Липецкая, Вологодская области), ОЭС Урала (Свердловская, Челябинская, Оренбургская области), ОЭС Сибири (Кемеровская область), ОЭС Северо-Запада (Республика Карелия), ОЭС Юга (Волгоградская область);
• химической продукции в ОЭС Средней Волги (Нижегородская, Саратовская, Самарская области, Республика Татарстан, Чувашская Республика — Чувашия), ОЭС Урала (Пермская, Кировская области, Республика Башкортостан), ОЭС Юга (Волгоградская область);
• продукции машиностроения и оборонно-промышленного комплекса (далее — ОПК) в ОЭС Центра, Средней Волги, Северо-Запада, Урала, Сибири;
• строительных материалов.

В числе регионов, характеризующихся в 2009 году приростом спроса на электрическую энергию, выделяются Амурская область (рост добычи золота и строительство объектов нефтепроводной системы «Восточная Сибирь — Тихий океан» (далее — ВСТО), Забайкальский край (добыча золота, урана), Краснодарский край (развитие инфраструктурных объектов и производство пищевых продуктов), республики Северного Кавказа, Калужская область (развитие промышленного производства).

Регионы, где снижение спроса на электрическую энергию ниже среднероссийских показателей: Москва, Московская область, Санкт-Петербург, Ленинградская область (регионы с развитой транспортной системой, ориентированные на производство высокотехнологичной продукции); Калининградская область (регион с интенсивным развитием промышленного производства); Ставропольский край (регион с высокой долей производства сельскохозяйственной продукции (15% в ОЭС Юга и 3,5% в общероссийском производстве)); Тюменская область (регион с высокой долей производства валового регионального продукта (далее — ВРП) (10% общероссийского производства)); Приморский край (регион со строительством объектов к саммиту Азиатско-Тихоокеанское экономическое сотрудничество (далее — АТЭС), нефтеналивного порта в конечной точке нефтепроводной системы ВСТО (район Находки)).

Сформированный прогноз потребления электрической энергии на 2010 — 2016 годы по ЕЭС России представлен на рисунке 1.1.

Прогноз спроса на электрическую энергию по территориям субъектов Российской Федерации сформирован исходя из отчетных статистических данных о потреблении электрической энергии с учетом достижения докризисных показателей, планируемых вводов крупных потребителей, расширения производства действующих объектов. Оценка дополнительной потребности в электрической энергии проведена на основе заявок и подписанных договоров на технологическое присоединение потребителей, предоставленных ОАО «ФСК ЕЭС», а также информации органов исполнительной власти субъектов Российской Федерации об инвестиционных проектах и возможностях их реализации.

Прогнозируемое изменение потребления электрической энергии по ОЭС представлено в таблице 1.1, по территориям субъектов Российской Федерации — в Приложении 1.

Региональное развитие до 2012 года определяется уровнем спада производства и экономическим ростом. Достижение докризисных показателей спроса на электрическую энергию по ОЭС ожидается в 2010 году в ОЭС Востока, в 2011 году в ОЭС Северо-Запада, Центра, Юга, Сибири, в 2012 году в ОЭС Урала, в 2013 году в ОЭС Средней Волги.

В связи с развитием инфраструктурных объектов и созданием новых предприятий обрабатывающей промышленности период 2013 — 2016 годы характеризуется большим приростом спроса на электрическую энергию в ОЭС Сибири, ОЭС Востока, ОЭС Юга.

Крупными потребителями электрической энергии являются:

• в ОЭС Сибири: Тайшетский и Богучанский алюминиевые заводы, сталеплавильный завод в городе Черемхово, производство ферросплавов в Красноярском крае и Кемеровской области, Богучанский лесопромышленный комплекс, завод по выпуску волокнистых полуфабрикатов в Томской области, разработка Элегестинского месторождения коксующихся углей в Республике Тыва, а также объекты особой экономической зоны в Алтайском крае; объекты особой экономической зоны в Томской области;
• в ОЭС Востока: 2-я очередь нефтепровода Восточная Сибирь — Тихий Океан со строительством нефтеперекачивающей станции в Амурской области, Хабаровском, Приморском краях и нефтеперерабатывающего завода (далее — НПЗ) в районе Находки (объем переработки — 20 млн. т нефти), горно-металлургические предприятия Приамурья на базе железорудных месторождений Гаринское, Кимканское, Сутарское, порт Ванино, Советская Гавань, объекты АТЭС;
• в ОЭС Юга: олимпийские объекты и обрабатывающие производства на базе использования высокого природно-рекреационного потенциала региона, модернизации сельского хозяйства и пищевой промышленности, объекты Туапсинского НПЗ, нефтяные термины нефтепроводной системы Каспийского трубопроводного консорциума, морские порты.

На территориях, входящих в ОЭС Центра, Северо-Запада, Урала, Средней Волги, традиционно высокими темпами прироста потребления электрической энергии характеризуются промышленные центры с обрабатывающими производствами и районы по добыче и переработке сырьевых ресурсов, обеспечивающие приток населения и инвестиций (Москва и Московская обл., Санкт-Петербург и Ленинградская область, Калужская, Нижегородская, Саратовская область, Республика Татарстан, Тюменская область).

Рост потребления электрической энергии в ОЭС Центра определяется расширением зоны экономического роста за пределы Москвы с формированием единой системы транспортных коммуникаций и развитием научно-инновационных центров в городах Дубна, Черноголовка, Зеленоград, Троицк, Протвино, Королев, Обнинск. К крупным промышленным потребителям относятся научно-производственный электрометаллургический завод и предприятия автомобильной промышленности в Калужской области, металлургические предприятия: ОАО «Новолипецкий металлургический комбинат», ОАО «Оскольский металлургический комбинат», ОАО «Михайловский ГОК».

Таблица 1.1. Прогноз потребления электрической энергии по ЕЭС России, млрд. кВт·ч

Примечание: показатели потребления электрической энергии приведены.

В ОЭС Северо-Запада город Санкт-Петербург и Ленинградская область остаются основным экономическим и инновационным потенциалом. Рост потребления электрической энергии определяется увеличением объемов транспортных услуг (реконструкция и сооружение специализированных терминалов в портах Усть-Луга, Высоцк, Приморск, Выборг), выпуском высокотехнологичной продукции автомобилестроения (заводы «Ниссан» и «Дженерал Моторс», завод по производству автокомпонентов во Всеволжске), развитием транспортного машиностроения (Тихвинский вагоностроительный завод), нефтепереработки (Киришский НПЗ — 2-я очередь), выпуском проката (Ижорский трубный завод). Рост спроса на электрическую энергию северных территорий (Архангельская, Мурманская области, Республика Коми) определяется увеличением добычи полезных ископаемых и переходом к глубокой переработке сырья, модернизация производства медно-никелевого концентрата и увеличение выпуска никеля на предприятиях Кольской горно-металлургической компании, освоение Штокмановского газоконденсатного месторождения и строительство портового комплекса и завода сжиженного природного газа (поселок Териберка), рост добычи нефти на территории Тимано-Печорской нефтегазовой провинции, объемов и глубины переработки нефти (Ухтинский НПЗ, комплекс глубокой переработки нефти и газа на ООО «Енисей»).

В ОЭС Урала прирост спроса на электрическую энергию определяется поддержанием уровня добычи нефти с использованием новых технологий, развитием нефтегазохимических производств (Ново-Уренгойский газохимический комплекс, Тобольскнефтехим), освоением природных ресурсов. На Тюменскую область приходится 35% от суммарного прироста потребления электрической энергии ОЭС Урала за период 2010 — 2016 годы. Черная металлургия остается основным потребителем электрической энергии Урала (модернизация и расширение существующих предприятий с использованием энергоэффективных технологий).

Рост потребления электрической энергии в ОЭС Средней Волги определяется модернизацией и строительством предприятий нефтегазохимического комплекса (в Республике Татарстан (г. Нижнекамск) — НПЗ и нефтехимический завод, Индустриальный парк «Камские поляны», Нижегородской области (промзона Кстовского района) — комплекс по производству поливинилхлорида, металлургическое производство (ОАО «Выксунский металлургический завод», литейно-прокатный комплекс ОАО «ОМК-Сталь»); в Самарской, Ульяновской областях — развитием машиностроения, модернизация производств компонентной базы и создание новых сборочных производств (ОАО «АвтоВАЗ», ОАО «КамАЗ», ОАО «АвтоГАЗ»), производство авиационных двигателей нового поколения, грузовых и пассажирских самолетов).

Соотношение потребления электрической энергии по ОЭС к ЕЭС в 2009 и 2016 годах характеризуется увеличением доли ОЭС Юга, ОЭС Средней Волги, ОЭС Сибири, ОЭС Востока при снижении доли ОЭС Урала, ОЭС Северо-Запада, ОЭС Центра (рис. 1.2).

III. Прогноз максимальных электрических нагрузок единой энергетической системы России, объединенных энергетических систем и по территориям субъектов Российской Федерации на 2010 — 2016 годы

ЕЭС России

В таблице 2.1 представлены основные показатели режимов потребления электрической энергии ЕЭС России на 2010 — 2016 годы. Значения основных показателей режимов потребления электрической энергии на перспективу определены для среднемноголетних значений температур наружного воздуха.

Таблица 2.1. Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ЕЭС России

<*> С учетом совмещенного максимума потребления электрической энергии ОЭС Востока.

Таблица 2.2. Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ЕЭС России без учета ОЭС Востока

В таблицах 2.1 и 2.2 спрос на электрическую энергию представлен без учета потребления электрической энергии на заряд действующих и перспективных гидроаккумулирующих электрических станций (ГАЭС).

По данным таблицы 2.1 максимальная электрическая нагрузка ЕЭС России на 2016 год прогнозируется на уровне 176,2 млн. кВт, что соответствует среднегодовым темпам прироста нагрузки за период 2010 — 2016 годы 2,3%.

На рисунке 2.1 представлен график изменения основных показателей режимов потребления электрической энергии для спроса на электрическую энергию.

Число часов использования (T max год.) максимальной нагрузки ЕЭС России на конец периода может составить до 6520 часов, что соответствует его среднему значению.

Далее представлены характеристики перспективных режимов потребления электрической энергии по ОЭС.

С учетом основных тенденций изменения режимов потребления электрической энергии, выявленных на основе ретроспективного анализа, заявок потребителей и технических условий на технологическое присоединение, представленных ОАО «ФСК ЕЭС», сформированы перспективные режимы потребления электрической энергии по ОЭС.

ОЭС Северо-Запада

Доля ОЭС Северо-Запада в общем потреблении мощности ЕЭС России составит 9,8% в 2010 году и 9,5% в 2016 году. К 2010 г. собственный максимум электрической нагрузки составит 15,0 млн. кВт, к 2016 г. — 17,2 млн. кВт. Среднегодовой прирост максимумов нагрузки за 2010 — 2016 годы прогнозируется на уровне 2,5%.

В таблице 2.3 приведены основные показатели режима потребления электрической энергии ОЭС Северо-Запада.

Таблица 2.3. Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ОЭС Северо-Запада

Число часов использования максимума нагрузки ОЭС Северо-Запада к 2016 прогнозируется на уровне 6135 часов. По сравнению с 2010 число часов использования максимума нагрузки ОЭС Северо-Запада уменьшится и стабилизируется на значениях, более характерных для данной энергосистемы.

Изменение прогнозных максимальных электрических нагрузок ОЭС Северо-Запада и числа часов их использования представлено на рисунке 2.2.

ОЭС Центра

Доля ОЭС Центра в общем потреблении мощности ЕЭС России составит 24,5% в 2010 году, 24,1% в 2016 году. К 2010 году собственный максимум электрической нагрузки составит 37,1 млн. кВт, к 2016 — 42,8 млн. кВт. Среднегодовой прирост максимумов нагрузки за 2010 — 2016 годы прогнозируется на уровне 2,1%.

В таблице 2.4 представлены основные показатели режимов потребления электрической энергии ОЭС Центра.

Таблица 2.4. Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ОЭС Центра

Спрос на электрическую энергию в таблице 2.4 представлен без учета потребления электрической энергии на заряд действующей Загорской ГАЭС и Загорской ГАЭС-2, ввод первой очереди которой предусмотрен в 2012 году.

Числа часов использования максимума нагрузки на перспективу будут достаточно стабильны и прогнозируются на уровне 5935 часов.

На рисунке 2.3 приведено изменение прогнозных максимальных электрических нагрузок ОЭС Центра и чисел часов их использования на период 2010 — 2016 годы.

ОЭС Центра и числа часов их использования

ОЭС Средней Волги

Доля ОЭС Средней Волги в общем потреблении мощности ЕЭС России составит 11,0% в 2010 году и останется на указанном уровне в 2016 году. К 2010 году собственный максимум электрической нагрузки составит 17,4 млн. кВт, к 2016 году — 19,8 млн. кВт. Среднегодовой прирост максимумов нагрузки за 2010 — 2016 годы прогнозируется на уровне 1,9%.

В таблице 2.5 представлены основные показатели режима потребления электрической энергии ОЭС Средней Волги.

Таблица 2.5. Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ОЭС Средней Волги

Число часов использования максимальной нагрузки ожидается на уровне 5955 часов в 2010 году и 6175 часов в 2016 году.

На рисунке 2.4 приведено изменение прогнозных максимальных электрических нагрузок ОЭС Средней Волги и чисел часов их использования на период 2010 — 2016 годы.

ОЭС Юга

Доля ОЭС Юга в 2010 году составит порядка 8,8% по потреблению мощности от общей максимальной нагрузки ЕЭС России. К 2016 г. доля энергосистемы в максимуме ЕЭС России увеличится до 9,1%. К 2010 году собственный максимум электрической нагрузки прогнозируется на уровне 13,7 млн. кВт, к 2016 году — 16,5 млн. кВт. Среднегодовой прирост максимумов нагрузки за 2010 — 2016 годы прогнозируется на уровне 3,2%.

В таблице 2.6 представлены основные показатели режимов потребления электрической энергии ОЭС Юга.

Таблица 2.6. Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ОЭС Юга

Спрос на электрическую энергию в таблице 2.6 представлен без учета потребления электрической энергии на заряд Зеленчукской ГАЭС, ввод которой предусмотрен в 2013 году.

Число часов использования максимальной нагрузки к 2016 году будет составлять около 6020 часов.

На рисунке 2.5 представлено изменение прогнозных максимальных электрических нагрузок ОЭС Юга и чисел часов их использования на период 2010 — 2016 годы.

ОЭС Урала

Доля ОЭС Урала в общем потреблении мощности ЕЭС России составит 22,8% в 2010 году и 22,1% в 2016 году. Собственный максимум электрической нагрузки к 2010 году прогнозируется на уровне 35,6 млн. кВт, к 2016 году — на уровне 40,1 млн. кВт. Среднегодовой прирост максимумов нагрузки за 2010 — 2016 годы прогнозируется на уровне 1,7%.

В таблице 2.7 представлены основные показатели режима потребления электрической энергии ОЭС Урала.

Таблица 2.7. Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ОЭС Урала

За счет высокого средневзвешенного значения числа часов использования промышленного максимума нагрузки (6 800 \div 7 000) ОЭС Урала и в перспективе будет характеризоваться самым высоким числом часов использования максимума нагрузки — около 6 960 часов.

На рисунке 2.6 представлено изменение прогнозных максимальных электрических нагрузок ОЭС Урала и чисел часов их использования на период 2010 — 2016 годы

ОЭС Сибири

Доля ОЭС Сибири в общем потреблении мощности ЕЭС России составит 19,8% в 2010 году и 20,6% в 2016 году. Собственный максимум электрической нагрузки к 2010 году прогнозируется на уровне 31,5 млн. Вт, к 2016 году на уровне 38,2 млн. Вт. Среднегодовой прирост максимумов нагрузки за 2010 — 2016 годы прогнозируется на уровне 3%.

В таблице 2.8 представлены основные показатели режима потребления электрической энергии ОЭС Сибири.

Таблица 2.8. Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ОЭС Сибири

Число часов использования максимальной нагрузки к 2016 году составит 6615 часов.

На рисунке 2.7 представлено изменение прогнозных максимальных электрических нагрузок ОЭС Сибири и чисел часов их использования на период 2010 — 2016 годы

ОЭС Востока

Доля ОЭС Востока в общем потреблении мощности ЕЭС России составит 3,4% в 2010 году и 3,6% в 2016 году. Собственный максимум электрической нагрузки ОЭС Востока к 2010 году прогнозируется на уровне 5,2 млн. кВт, к 2016 году — 6,3 млн. кВт. Среднегодовые темпы прироста по мощности за 2010 — 2016 годы составят до 3,3%.

В таблице 2.9 представлены основные показатели режима потребления электрической энергии ОЭС Востока.

Таблица 2.9. Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ОЭС Востока

Число часов использования максимальной нагрузки составит 5 685 часов в 2010 году и 5 590 часов в 2016 году.

На рисунке 2.7 представлено изменение прогнозных максимальных электрических нагрузок ОЭС Востока и чисел часов их использования на период 2010 — 2016 годы

IV. Прогноз требуемого увеличения мощностей для удовлетворения спроса на электрическую энергию

Величина перспективной потребности в установленной мощности электростанций ЕЭС России на 2010 — 2016 годы определена с учетом прогнозируемых максимумов нагрузки потребителей, сальдо экспорта (импорта) мощности, нормативного расчетного резерва мощности, величины ограничений установленной мощности электростанций и величины неиспользуемой мощности нетрадиционных источников энергии (ветровых электростанций) в период прохождения максимума нагрузки.

Основную часть потребности в генерирующей мощности составляет прогнозируемый на 2010 — 2016 годы максимум потребления мощности ОЭС.

При оценке потребности в мощности для ОЭС европейской части ЕЭС России учитывается максимум потребления, совмещенный с ЕЭС, для ОЭС Сибири — максимум потребления, совмещенный с ЕЭС и собственный, а для ОЭС Востока — собственный максимум потребления. При принятых уровнях и режимах потребления мощности прогнозируемый суммарный максимум потребления (без учета экспорта) по ЕЭС России на уровне 2010 года составит 151,5 млн. кВт и возрастет к 2016 году до 177,3 млн. кВт (с учетом ОЭС Востока на собственный максимум нагрузки), а без учета ОЭС Востока — 146,4 и 171,0 млн. кВт.

Величина экспорта (импорта) мощности и электрической энергии из ЕЭС России принята на основе имеющихся договоров, предварительных соглашений и разрабатываемых ОАО «Интер РАО ЕЭС» перспективных проектов. Экспортные поставки из ЕЭС России на уровне 2010 года предусматриваются в объеме 6,2 млн. кВт/22,1 млрд. кВт·ч, в 2016 году 6,8 млн. кВт/25,4 млрд. кВт·ч. Прогнозируемые объемы экспорта мощности на час годового совмещенного максимума графика нагрузки и годовые объемы передаваемой электрической энергии с указанием стран, в которые осуществляются экспортные поставки, представлены в таблице 3.1.

Начиная с 2011 года предусматривается реализация первого этапа экспорта мощности и электрической энергии из ОЭС Востока в Китай с поставкой на уровне 2016 года 0,45 млн. кВт/2,7 млрд. кВт·ч.

Реализация второго этапа экспорта в Китай из ОЭС Востока в размере 3,0 млн. кВт/18 млрд. кВт·ч связана с сооружением экспортных электростанций: Ерковецкой ТЭС (1200 МВт) в Амурской энергосистеме и Ургальской ТЭС (2400 МВт) в Хабаровской энергосистеме, — и на уровне 2015 — 2016 годов не рассматривается.

Исходя из балансовой ситуации, импорт мощности в период 2010 — 2016 годы не предусматривается. В составе импорта электрической энергии учитываются только режимные перетоки электрической энергии из Азербайджана, Грузии, Украины и Монголии, суммарный объем которых оценивается в 1,02 млрд. кВт·ч в год.

Таблица 3.1. Прогноз экспорта электрической энергии и мощности по ОЭС

Фактором, оказывающим значительное влияние на спрос мощности, является величина резерва мощности, необходимого по условиям обеспечения надежности функционирования ЕЭС и ОЭС России. Планируемый перспективный резерв мощности складывается из трех составляющих: ремонтного (включая модернизацию), оперативного и стратегического резервов.

Величины нормируемого расчетного резерва мощности в течение всего рассматриваемого периода до 2016 года составляют по ОЭС от 12 до 23% от максимума нагрузки в соответствии с Методическими рекомендациями по проектированию развития энергосистем (утверждены Приказом Минэнерго России от 30.06.2003 № 281). Нормативный резерв мощности по различным ОЭС в процентах от максимума потребления представлен в таблице 3.2.

Абсолютная величина резерва мощности в ЕЭС России на уровне 2010 года должна составить 24,8 млн. кВт, на уровне 2016 года — 29,2 млн. кВт.

Таблица 3.2. Нормативы расчетного резерва мощности, %

Ограничения мощности электростанций, учитываемые при определении спроса мощности на 2010 — 2016 годы, представляют собой разницу между установленной мощностью и реальной располагаемой мощностью электростанций в период зимнего максимума нагрузки. Эта величина включает и ограничения мощности на ГЭС, связанные, в том числе, с несоответствием водно-энергетических характеристик гидроэлектростанций суточным графикам электрической нагрузки.

Ограничения мощности электростанций в период прохождения максимума нагрузки 2010 — 2016 годы сформированы на основании планов-прогнозов генерирующих компаний (далее — ГК).

Ограничения установленной мощности на ТЭС связаны с техническим состоянием оборудования, его конструктивными дефектами, несоответствием производительности отдельного оборудования установленной мощности, износом оборудования, снижением или отсутствием тепловых нагрузок теплофикационных агрегатов (в основном на турбинах с противодавлением), экологическими ограничениями по условиям охраны воздушного и водного бассейнов и др.

В соответствии с данными, представленными ГК, ограничения установленной мощности ТЭС в ЕЭС России в период 2010 — 2016 годы прогнозируются в объеме 5,0 — 5,6 млн. кВт.

Ограничения установленной мощности ГЭС связаны с техническим состоянием оборудования, дополнительными требованиями по охране окружающей среды, снижением располагаемого напора ниже напора расчетного по мощности из-за проектной сезонной сработки водохранилища, ледового подпора, незавершенностью строительных мероприятий по нижнему бьефу отдельных ГЭС, а также снижением мощности ГЭС по результатам вписания показателей ГЭС и ГАЭС в конфигурацию графика электрической нагрузки для декабря месяца в условиях маловодного года (90% обеспеченности).

Ограничения мощности ГЭС в ЕЭС России в рассматриваемый период прогнозируются в размере 19,2 млн. кВт на уровне 2010 года со снижением до 16,8 млн. кВт на уровне 2016 года.

Суммарная величина прогнозируемых ограничений мощности в 2010 и 2016 годы по ЕЭС России оценивается соответственно в размере 24,7 и 22,4 млн. кВт.

В составе недоиспользуемой мощности учитывается негарантированная в период прохождения максимума нагрузки установленная мощность нетрадиционных источников энергии (ветровых электростанций), величина которой составляет 0,01 млн. кВт на уровне 2016 года.

С учетом перечисленных факторов потребность в генерирующей мощности электростанций по ЕЭС России составит 207,2 млн. кВт на уровне 2010 года и 235,7 млн. кВт на уровне 2016 года.

Изменение потребности в установленной мощности электростанций по ОЭС и ЕЭС России в период 2010 — 2016 годы представлена на рисунке 3.1 и в таблице 3.3.

Таблица 3.3. Прогноз потребности в установленной мощности электростанций, млн. кВт

V. Прогноз развития действующих и предполагаемых к сооружению новых генерирующих мощностей

При формировании установленной мощности электростанций ЕЭС России на 2010 — 2016 годы учтены новые вводы объектов по производству электрической энергии на период 2010 — 2016 годы, а также мероприятия по демонтажу, модернизации и реконструкции (перемаркировке) действующего генерирующего оборудования, согласно предложениям генерирующих компаний (на 01.02.2010) с учетом корректировки в соответствии с:

• предложениями генерирующих компаний по корректировке Приложения 1 к договорам о предоставлении мощности на оптовый рынок;
• проведенными Минэнерго России и ОАО «СО ЕЭС» анализом и экспертизой возможности ввода генерирующих мощностей в предложенные генерирующими компаниями сроки;
• предложениями ОАО «СО ЕЭС» по демонтажу неэффективного генерирующего оборудования, вывод из эксплуатации которого не окажет существенного влияния на режимно-балансовую ситуацию в отдельных энергоузлах и ЕЭС России в целом.

Планируемые объемы демонтажа мощности на электростанциях ЕЭС России на 2010 — 2016 годы составят 8,4 млн. кВт, в т.ч. на АЭС — 0,6 млн. кВт и на ТЭС — 7,8 млн. кВт.

Из общего объема демонтажей 6,6 млн. кВт учтено по предложениям генерирующих компаний и 1,8 млн. кВт согласно предложениям ОАО «СО ЕЭС» по выводу из эксплуатации оборудования, находящегося в холодном резерве/консервации более одного календарного года.

Объемы и структура демонтажа генерирующих мощностей по ОЭС и ЕЭС России представлены в таблице 4.1 и на рисунке 4.1.

Таблица 4.1. Структура выводимой из эксплуатации генерирующей мощности на электростанциях ЕЭС России, МВт

По АЭС предусматривается останов реакторов Железногорского горно-химического комбината (180 МВт) в Красноярском крае в 2010 году и демонтаж третьего энергоблока на Нововоронежской АЭС (417 МВт) в Воронежской области в 2016 году. В 2010 году на ТЭС предполагается демонтаж 1,76 млн. кВт неэффективного, морально устаревшего оборудования, в основном находящегося в длительной консервации.

Изменение мощности действующих электростанций ЕЭС России с учетом демонтажа устаревшего оборудования, планируемого присоединения (отсоединения) мощностей, перемаркировки и изменения установленной мощности генерирующего оборудования после проведения реконструкции и модернизации представлено в таблице 4.2 и на рисунке 4.2. Установленная мощность действующих электростанций по ЕЭС России к 2016 году снизится на 8 млн. кВт (с 211,8 млн. кВт в 2009 году до 203,8 млн. кВт в 2016 году).

Таблица 4.2. Изменение мощности действующих электростанций ЕЭС России (без учета ввода новых объектов генерации), МВт

Вводы новых генерирующих мощностей на электростанциях ЕЭС России в период 2010 - 2016 годы предусматриваются в объеме 42,85 млн. кВт, в т.ч. на АЭС 9,87 млн. кВт, на ГЭС 3,52 млн. кВт, на ГАЭС 0,98 млн. кВт, на ТЭС 28,48 млн. кВт.

Объемы и структура вводов генерирующих мощностей по ОЭС и ЕЭС России в 2009 году приведены в таблице 4.3, на 2010 - 2016 годы - в таблице 4.4 и на рисунках 4.3 и 4.4.

Таблица 4.3. Вводы мощности на электростанциях ОЭС и ЕЭС России в 2009 году

Таблица 4.4. Вводы мощности на электростанциях ОЭС и ЕЭС России, МВт

Наиболее значительный объем вводов генерирующих мощностей предполагается в ОЭС Центра (10,29 млн. кВт) и в ОЭС Урала (12,5 млн. кВт, в т.ч. в Тюменской энергосистеме - 5,12 млн. кВт).

Развитие атомной энергетики на 2010 - 2016 годы предполагается за счет установки новых энергоблоков на действующих АЭС, в т.ч.: на Калининской АЭС (1 000 МВт в 2012 году), Волгодонской АЭС (ВВЭР-1000 в 2010 году и ВВЭР-1100 в 2014 году), Белоярской АЭС (четвертый энергоблок типа БН-880 в 2014 году), а также сооружения новых АЭС. Сооружение АЭС на новых площадках предусматривается: в ОЭС Северо-Запада - Балтийской АЭС (с вводом первого энергоблока ВВЭР-1150 в 2016 году), Ленинградской АЭС-2 (предзамена выбывающих в 2018 и 2020 годах энергоблоков по 1000 МВт на Ленинградской АЭС) с вводом в эксплуатацию первого энергоблока ВВЭР-1170 в 2013 году и второго энергоблока ВВЭР-1170 - в 2016 году, а также в ОЭС Центра - Нововоронежской АЭС-2 (первый и второй энергоблоки типа ВВЭР-1199 в 2013 и 2015 годах).

Развитие гидроэнергетики на 2010 - 2016 годы предполагается в наиболее перспективных по наличию гидроресурсов регионах страны - на Северном Кавказе и в Сибири, а также за счет развития гидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС) в европейской зоне России.

Вводы мощности на ГЭС ЕЭС России в период 2010 - 2016 годы предусматриваются в объеме 3,52 млн. кВт.

Первоочередной задачей в предстоящий период является завершение строительства ГЭС, имеющих высокую степень готовности к вводу в эксплуатацию: Зарамагские ГЭС в ОЭС Юга (342 МВт до 2013 года), Богучанская ГЭС в ОЭС Сибири (3000 МВт в 2010 - 2012 годы).

Значительные вводы ГЭС в европейской части России предусматриваются в ОЭС Юга, в том числе завершение сооружения Кашхатау ГЭС (65,1 МВт в 2010 году), Гоцатлинской ГЭС каскада Зирани (100 МВт в 2013 году), Зарамагской ГЭС-1 (342 МВт в 2013 году), Егорлыкской ГЭС-2 (14 МВт в 2010 году).

В европейской части России на 2010 - 2016 годы предполагается развитие атомной энергетики и увеличивается потребность в маневренной мощности, предусматривается строительство Загорской ГАЭС-2 в Московской энергосистеме ОЭС Центра (по 420 МВт в 2012 и 2013 годах) и Зеленчукской ГЭС-ГАЭС в Карачаево-Черкесской энергосистеме ОЭС Юга (140 МВт в 2013 году).

Наибольший объем вводов ГЭС намечается в ОЭС Сибири, где планируется завершение строительства Богучанской ГЭС (1000 МВт в 2010 году, 1000 МВт в 2011 году и 1000 МВт в 2012 году с достижением проектной установленной мощности 3000 МВт в 2012 году).

Развитие тепловой электроэнергетики на органическом топливе связано с внедрением энергосберегающих технологий производства электрической энергии (ПГУ и ГТУ) как при строительстве, так и при реконструкции генерирующих мощностей на газе и созданием оборудования с суперсверхкритическими параметрами острого пара на угле.

Строительство электростанций на основе парогазового цикла, техническое перевооружение существующих энергообъектов с применением парогазовых технологий является приоритетным направлением технической политики в электроэнергетике России.

Установленная мощность электростанций ЕЭС России возрастет к 2016 году на 35,89 млн. кВт (16,9%) и составит 247,74 млн. кВт. В период 2010 - 2016 годов в структуре генерирующих мощностей ЕЭС России возрастет доля АЭС с 11,1% до 13,2%, доля ГЭС незначительно снизится с 21,0% до 19,9%, доля ТЭС снизится с 67,9% до 66,9%.

Структура установленной мощности электростанций по ОЭС и ЕЭС России в период 2009 - 2016 годы представлена в таблице 4.6 и на рис. 4.5.

Таблица 4.6. Установленная мощность электростанций по ОЭС и ЕЭС России, МВт

На основе сопоставления прогнозируемой потребности в генерирующей мощности и изменения установленной мощности электростанций выполнен расчет балансов мощности по ОЭС и ЕЭС России на 2010 - 2016 годы.

Балансы мощности по ОЭС Северо-Запада, Центра, Средней Волги, Юга и Урала рассчитаны на час прохождения совмещенного максимума потребления в ЕЭС. По ОЭС Сибири рассмотрены перспективные балансы мощности и на час совмещенного максимума в ЕЭС и на час прохождения собственного максимума ОЭС. Разница этих максимумов в ОЭС Сибири на уровне 2016 года составляет порядка 1,7 млн. кВт. Баланс мощности ОЭС Востока рассчитан по собственному максимуму потребления.

Эффект снижения зимнего максимума потребления ЕЭС из-за разновременности максимумов ОЭС на уровне 2016 года оценивается в размере 3,5 млн. кВт (без учета ОЭС Востока).

При прогнозируемом изменении потребления электрической энергии максимум нагрузки потребителей ЕЭС России возрастет с ожидаемого 151,5 млн. кВт в 2010 году до 177,3 млн. кВт на уровне 2016 года.

Экспортные поставки из ЕЭС России на уровне 2010 года планируются в объеме 6,2 млн. кВт/21,1 млрд. кВт·ч, в 2016 году - 6,8 млн. кВт/24,4 млрд. кВт·ч (по электрической энергии - сальдо экспорта-импорта).

Нормативный резерв мощности ЕЭС России составляет 16,4% от максимума нагрузки, нормативный резерв мощности по европейской части ЕЭС - 17%, ОЭС Сибири - 12%, ОЭС Востока - 22%. За рассматриваемый период 2010 - 2016 годы суммарно по ОЭС величина резерва возрастет на 4,4 млн. кВт и составит 24,8 млн. кВт в 2010 году и 29,2 млн. кВт в 2016 году.

Величина прогнозируемых ограничений мощности на электростанциях и неиспользуемой мощности нетрадиционных источников электроэнергии по ЕЭС России оценивается в размере 24,7 млн. кВт в 2010 году и 22,4 млн. кВт в 2016 году.

Суммарно потребность в генерирующей мощности по ЕЭС России в 2010 году составляет 207,2 млн. кВт с ростом к 2016 году до 235,7 млн. кВт.

При расчетах балансов мощности учтены также следующие дополнительные факторы:

• ограничение мощности при вводе генерирующего оборудования после прохождения зимнего максимума нагрузки ("вводы 4-го квартала");
• наличие в отдельные годы "запертой" мощности в ряде регионов, которая из-за отсутствия или недостаточной пропускной способности электрических сетей не может быть выдана в смежные энергосистемы и ОЭС.

Прогноз вводов 4-го квартала после прохождения зимнего максимума на 2010 - 2016 годы сформирован по данным генерирующих компаний и составляет от 2,0 до 5,5 млн. кВт или 36 - 64% от годового ввода.

Наличие избытков мощности в ряде энергосистем при отсутствии или недостаточной пропускной способности их внешних электрических связей приводит к наличию "запертой" мощности. В 2010 - 2016 годах прогнозируется наличие "запертой" мощности в энергосистемах ОЭС Северо-Запада, в Коми, Архангельской и Кольской энергосистемах. Величина "запертой" мощности в 2010 г. оценивается в размере 0,7 млн. кВт и снижается к 2016 году до 0,4 млн. кВт. Избытки мощности ОЭС Востока представлены как дополнительный местный резерв мощности, хотя в результате слабых электрических связей и отсутствия параллельной работы с ЕЭС также могут быть отнесены к "запертой" мощности в ЕЭС России.

Величина мощности, не участвующей в балансе на час прохождения максимума потребления в результате названных дополнительных факторов ("запертая мощность" и "вводы 4-го квартала"), по ЕЭС России достигает в отдельные годы 2,6 - 6,1 млн. кВт, что составляет 1,2 - 2,5% от установленной мощности электростанций.

В результате, необходимая для обеспечения балансов установленная мощность электростанций ЕЭС России оценивается 211,5 млн. кВт на уровне 2010 года и 238,8 млн. кВт на уровне 2016 года.

В целом по ЕЭС России установленная мощность электростанций при заданном развитии генерирующих мощностей за период 2010 - 2016 годы (глава 4) возрастет с отчетной величины 211,8 млн. кВт в 2009 году на 35,8 млн. кВт и составит 247,7 млн. кВт в 2016 году. В структуре установленной мощности за период доля АЭС увеличится с 11,1% в 2009 году до 13,2% в 2016 году, доля мощности ГЭС (с ГАЭС и НИЭ) снизится с 21,0% до 19,9% в 2016 году, доля ТЭС - с 67,9% до 66,9% в 2016 году.

При ожидаемом изменении потребления электрической энергии и вводах генерирующих мощностей баланс мощности ЕЭС в период 2010 - 2016 годы является избыточным. Покрытие нагрузки будет производиться с фактическим превышением величины нормативного резерва.

В период 2010 - 2016 годы баланс мощности по ЕЭС России в целом складывается с превышением нормативного резерва на 3,8 - 8,7% (избытки мощности изменяются в диапазоне от 6,0 млн. кВт в 2010 г. до 8,9 млн. кВт к 2016 г.).

Баланс мощности по европейской части ЕЭС России складывается также с превышением нормативного резерва на 4,0 - 9,3% (избытки мощности изменяются в диапазоне от 4,9 млн. кВт в 2010 г. до 7,9 млн. кВт к 2016 г.).

Вместе с тем, учитывая систематические переносы сроков ввода электростанций и электросетевых объектов, следует отметить, что избытки мощности являются вероятностной величиной и могут существенно сократиться.

Наличие дополнительной резервной мощности может служить базой для проведения генерирующими компаниями программ по выводу из эксплуатации неэффективного и выработавшего свой ресурс генерирующего оборудования, а также надежного функционирования ЕЭС в условиях формирующегося конкурентного рынка мощности и электрической энергии.

В рамках формирования генерирующими компаниями программ по выводу из эксплуатации неэффективного и выработавшего свой ресурс генерирующего оборудования рекомендуется дополнительно к демонтажу оборудования, предложенного генерирующими компаниями, рассматривать вывод из эксплуатации оборудования:

• находящееся в состоянии длительной консервации (учтено в балансах электрической энергии и мощности согласно предложениям ОАО "СО ЕЭС" по выводу из эксплуатации оборудования, находящегося в холодном резерве/консервации более одного календарного года);
• удовлетворяющее одновременно двум критериям - введенное в эксплуатацию до 1960 года и имеющее низкие параметры свежего пара (менее 90 кгс/см2).

При этом для принятия решения о возможности вывода из эксплуатации оборудования необходимо учитывать следующие факторы:

• обеспечение надежного тепло- и электроснабжения потребителей в соответствующем энергоузле (энергорайоне);
• необходимость продолжения эксплуатации распределительного устройства электростанции;
• обеспечение поддержания требуемых уровней напряжения (необходимость продолжения эксплуатации части генерирующего оборудования в режиме синхронных компенсаторов или обеспечения ввода новых сетевых элементов, позволяющих поддерживать требуемые режимы производства/потребления реактивной мощности);
• необходимость пересмотра ранее выданных технических условий на присоединение новых потребителей.

Перспективные балансы мощности по ОЭС на период 2010 - 2016 годы приведены в Приложении 2, сводные балансы мощности по ЕЭС России, а также ЕЭС России без ОЭС Востока и по европейской зоне ЕЭС России в таблицах 5.1 - 5.3. Кроме того, в Приложении 3 приведены данные по региональной структуре перспективных балансов мощности на 2010 - 2016 годы.

При прогнозируемой потребности в ОЭС Северо-Запада баланс мощности на уровне 2010 года складывается с дефицитом порядка 2 млн. кВт, в том числе около 0,4 млн. кВт в Калининградской энергосистеме до ввода второго энергоблока на Калининградской ТЭЦ-2. В период 2011 - 2013 годы и на уровне 2016 года дефицит мощности в ОЭС Северо-Запада оценивается 0,6 - 0,8 млн. кВт, покрытие которого может быть обеспечено за счет получения мощности из ОЭС Центра. В 2014 - 2015 годы ОЭС Северо-Запада практически самобалансируется.

В балансах мощности ОЭС Юга до 2015 года ожидается дефицит мощности в размере 0,4 - 0,9 млн. кВт, покрытие которого будет обеспечиваться за счет получения мощности из ОЭС Центра и Средней Волги. В 2015 - 2016 годы баланс мощности ОЭС Юга самобалансируется.

В ОЭС Центра, Средней Волги и Урала при заданном развитии электростанций балансы мощности в период 2010 - 2016 годы складываются с превышением нормативного резерва. При этом переток мощности и электрической энергии из ОЭС Центра в ОЭС Средней Волги в размере порядка 0,7 - 1,0 млн. кВт / 5,0 - 6,5 млрд. кВт·ч определяется дефицитом Нижегородской энергосистемы, большая доля которого покрывается из ОЭС Центра.

Таблица 5.1. Баланс мощности ЕЭС России

Примечание: в сводном балансе по ЕЭС ОЭС Сибири учтена на совмещенный максимум, ОЭС Востока - на собственный максимум.

Таблица 5.2. Баланс мощности ЕЭС России без ОЭС Востока

Примечание: в сводном балансе по ЕЭС ОЭС Сибири учтена на совмещенный максимум.

Таблица 5.3. Баланс мощности европейской зоны ЕЭС России

В Тюменской энергосистеме дефицит резервной мощности на час прохождения собственного максимума ожидается на уровне 2010 - 2012 годы и оценивается порядка 1,3 млн. кВт в 2010 году, снижаясь к 2012 году до 0,1 млн. кВт. Покрытие дефицита может быть обеспечено из избыточных энергосистем ОЭС Урала. В последующий период до 2016 года Тюменская энергосистема при заданном развитии электростанций самобалансируется с незначительными избытками 0,1 - 0,7 млн. кВт.

Для надежного электроснабжения потребителей на территории Тюменской энергосистемы предусмотрен ввод мощности 5121 МВт за период 2010 - 2016 годы, в том числе на ТЭС в Тарко-Сале (2хПГУ-300).

В балансе мощности ОЭС Сибири в 2010 году на час прохождения максимума нагрузки ЕЭС дефицит резервной мощности составит 0,4 млн. кВт, с 2011 года ОЭС Сибири становится избыточной. На час прохождения собственного максимума дефицит мощности в 2010 году достигает 1,9 млн. кВт и может быть частично покрыт из ЕЭС России по линии Томск-Нижневартовск (порядка 0,2 млн. кВт) и по электрическим связям Урал-Казахстан-Сибирь (порядка 1,0 млн. кВт). В рассматриваемый период 2010 - 2016 годы планируется восстановление Саяно-Шушенской ГЭС, строительство Богучанской ГЭС и ввод около 2,6 млн. кВт на тепловых электростанциях. При принятом развитии электростанций дефицит мощности в ОЭС Сибири на час собственного максимума будет сокращаться и составит в период 2011 - 2012 годы 0,4 - 0,6 млн. кВт, в 2013 - 2015 годы баланс мощности ОЭС Сибири будет складываться с избытком, но к 2016 году возможно возникновение дефицита 0,5 млн. кВт.

Баланс мощности ОЭС Востока до 2015 года складывается с превышением нормативного резерва (22%) на 1,7 - 18%. К 2016 году в ОЭС Сибири баланс складывается с дефицитом мощности в размере около 0,3 млн. кВт. Из чего следует, что для обеспечения экспортных поставок в рамках 1 этапа широкомасштабного экспорта в Китай на уровне 2016 г. потребуется ввод дополнительных экспортно-ориентированных генерирующих мощностей, в качестве которых может рассматриваться Хабаровская ПГУ, мощностью 400 МВт.

Балансы электрической энергии по ЕЭС и ОЭС России сформированы с учетом следующих расчетных условий:

• выработка электрической энергии по гидроэлектростанциям учтена среднемноголетней величиной. Для ОЭС Сибири и Востока с большой долей ГЭС в структуре генерирующих мощностей выполнен также расчет на маловодные условия;
• выработка атомных электростанций определена по предложениям ОАО "Концерн Энергоатом" по прогнозу выработки электрической энергии на действующих АЭС в 2010 - 2020 годы, а также в соответствии со Сценарными условиями для расчета прогнозных показателей работы атомных станций. Годовое число использования располагаемой мощности АЭС при их базисной и эффективной загрузке составило в ЕЭС в рассматриваемый период 6 900 - 7 300 часов (в первый год эксплуатации энергоблока на АЭС - 3 500 часов).

Структура производства электрической энергии по ОЭС и ЕЭС России приведена в таблице 5.4.

Производство электрической энергии электростанциями ЕЭС России возрастет на 219,8 млрд. кВт·ч: с 957,1 млрд. кВт·ч в 2009 году до 1 176,9 млрд. кВт·ч в 2016 году. Прирост выработки будет обеспечен на 25% от АЭС, 67% от ТЭС и около 8% от ГЭС и НИЭ.

Таблица 5.4. Структура производства электрической энергии по ОЭС и ЕЭС России

В таблице 5.5 приведена укрупненная структура изменения производства электрической энергии в ЕЭС России по типам электростанций в рассматриваемый период:

Таблица 5.5. Укрупненная структура производства электрической энергии в ЕЭС России

В прогнозируемой структуре производства электрической энергии ЕЭС доля АЭС увеличится с 16,9% в 2010 году до 18,7% в 2016 году, доля ГЭС снизится с 15,7% до 15,6%, а доля ТЭС с 67,4% до 65,7% (таблица 5.4).

В целом по ЕЭС России баланс электрической энергии в период 2010 - 2016 годы обеспечивается при следующих годовых числах часов использования располагаемой мощности (таблица 5.6, с округлением):

Таблица 5.6. Число часов использования мощности электростанций ЕЭС России

Перспективные балансы электрической энергии по ОЭС на период 2010 - 2016 годы приведены в Приложении 4, сводный баланс электрической энергии по ЕЭС России - в таблице 5.7. Кроме того, в Приложении 5 приведены данные по региональной структуре перспективных балансов электрической энергии на 2010 - 2016 годы.

Схемы балансовых перетоков мощности на час прохождения зимнего максимума нагрузки ЕЭС и электрической энергии за год между ОЭС в период 2010 - 2016 годы представлены на рисунках 5.1 - 5.2.

Таблица 5.7. Баланс электрической энергии ЕЭС России

2011 год

2013 год

Условные обозначения: 0,9

    ───>       - направление   и   величина  потока:  в  числителе величина
    7,5          мощности      (млн. кВт),    в   знаменателе    показатель

             электрической энергии (млрд. кВтч)

    (Вост.)    - (+) избыток,  (-)  дефицит   мощности   в  ОЭС  без  учета
    ( 1,5 )      межсистемных  перетоков  на час  прохождения  максимальной
                 нагрузки  в ЕЭС России (без ОЭС Востока), по ОЭС Востока -

             на час собственного максимума

Э, И — экспорт и импорт мощности, млн. кВт/ электрической

             энергии, млрд. кВтч

Рисунок 5.1. Балансовые дефициты (-), избытки (+) мощности по ОЭС и перетоки мощности и электрической энергии

2015 год

Условные обозначения: 0,9

    ───>       - направление   и   величина  потока:  в  числителе величина
    7,5          мощности      (млн. кВт),    в   знаменателе    показатель

             электрической энергии (млрд. кВтч)

    (Вост.)    - (+) избыток,  (-)  дефицит   мощности   в  ОЭС  без  учета
    ( 1,5 )      межсистемных  перетоков  на час  прохождения  максимальной
                 нагрузки  в ЕЭС России (без ОЭС Востока), по ОЭС Востока -

             на час собственного максимума

Э, И — экспорт и импорт мощности, млн. кВт/электрической энергии, млрд. кВтч

Прогноз потребности тепловых электростанций России в органическом топливе формируется, исходя из намечаемых уровней производства электрической и тепловой энергии (таблица 6.1).

Таблица 6.1. Производство электрической и тепловой энергии на ТЭС ЕЭС России в 2010 — 2016 годы

<*> Вариант с гарантированной выработкой на ГЭС Сибири и Востока при маловодных условиях.

При определении потребности электростанций в различных видах топлива учитывались режимы работы ТЭС, характеристики действующего и вводимого оборудования, виды установленного для ТЭС топлива, существующее состояние топливоснабжения.

Потребность в тепловой энергии рассчитана на основе прогнозов генерирующих компаний, полученных в 2008 — 2009 годы Прирост отпуска тепла от ТЭС обусловлен как ростом потребления тепловой энергии, так и переключением нагрузок с котельных на ТЭЦ.

Сводная характеристика изменения спроса на органическое топливо тепловых электростанций ЕЭС России (без учета децентрализованных источников) для рассматриваемого варианта представлена в таблице 6.2.

Таблица 6.2. Потребность тепловых электростанций ЕЭС России в органическом топливе в 2010 — 2016 годы

В варианте с гарантированной выработкой на ГЭС Сибири и Востока при маловодных условиях дополнительно потребуется топлива в 2010 г. 3,5 млн. тут топлива (из них на ТЭС ОЭС Сибири 2,5 млн. тут, на ТЭС ОЭС Востока 1 млн. тут, в 2011 — 2012 годы 5,1 млн. тут (соответственно 4 млн. тут и 1,1 млн. тут), в 2013 г. 5,3 млн. тут (4,1 млн. тут и 1,2 млн. тут), в 2014 — 2016 годы 6,4 млн. тут (5 млн. тут и 1,4 млн. тут).

Характеристика потребности тепловых электростанций в различных видах органического топлива по ОЭС приведена в таблице 6.3.

Таблица 6.3. Потребность тепловых электростанций в органическом топливе по ОЭС в 2010 — 2016 годы

VIII. Требования к развитию средств диспетчерского и технологического управления, систем противоаварийной и режимной автоматики, релейной защиты и автоматики

8.1 Принятые сокращения

    АДВ     автоматическая дозировка (управляющих) воздействий
    АЛАР    автоматическая ликвидация асинхронного режима
    АОПН    автоматическое ограничение повышения напряжения
    АОПО    автоматическое ограничение перегрузки оборудования
    АОПЧ    автоматическое ограничение повышения частоты
    АОСН    автоматическое ограничение снижения напряжения
    АОСЧ    автоматическое ограничение снижения частоты
    АПВ     автоматическое повторное включение
    АПНУ    автоматическое предотвращение нарушения устойчивости

        энергосистемы

    АРН     автоматическое регулирование напряжения
    АРПМ    автоматика разгрузки при перегрузке передачи по активной

        мощности

АРЧМ автоматическое регулирование частоты и перетоков активной мощности

АСУ ТП автоматизированная система управления технологическим процессом подстанции, электростанции

     АТ     автотрансформатор
    АТС     автоматическая телефонная станция
    АЧР     автоматика частотной разгрузки
    ВОЛС    волоконная оптическая линия связи
    ДЗЛ     дифференциальная защита линии
    ДЗШ     дифференциальная защита сборных шин
    ДФЗ     дифференциально-фазная защита
    ЗНР     защита от неполнофазного режима
     ИУ     исполнительное устройство противоаварийной автоматики
     КЗ     короткое замыкание
    КЛС     кабельная линия связи
    КПР     контроль предшествующего режима
    ЛЭП     линия электропередачи
    ОАПВ    однофазное автоматическое повторное включение
     ПА     противоаварийная автоматика
     ПО     пусковой орган противоаварийной автоматики
    САОН    специальная автоматика отключения нагрузки
     СВ     секционный выключатель
    СМПР    система мониторинга переходных режимов в энергосистеме
     Т      трансформатор
    ТАПВ    трехфазное автоматическое повторное включение
     ТН     трансформатор напряжения
     ТТ     трансформатор тока
     УВ     управляющее воздействие
   УПАСК    устройство передачи аварийных сигналов и команд
    УРОВ    устройство резервирования отказа выключателей
   УТАПВ    ускоренное трехфазное автоматическое повторное включение
    УТМ     устройство телемеханики
    ФОБ     фиксация отключения блока
    ФОЛ     фиксация отключения линии
    ФОТ     фиксация отключения трансформатора
     ЦС     централизованная система
    ЦСПА    централизованная система противоаварийной автоматики
    ЧАПВ    частотное автоматическое повторное включение
     ШР     шунтирующий реактор
    ШСВ     шиносоединительный выключатель

8.2. При строительстве, реконструкции объектов электроэнергетики, предусмотренных программой (схемой) развития ЕЭС России, рекомендуется обеспечение:

• наблюдаемости и управляемости режимов работы объектов по производству электрической энергии и объектов электросетевого хозяйства;
• повышения надежности функционирования ЕЭС России путем создания (модернизации) систем противоаварийного и режимного управления.

8.3. Для повышения наблюдаемости и управляемости ЕНЭС и объектов распределения электросетевого хозяйства организациями по управлению Единой национальной (общероссийской) электрической сетью, ОАО «Холдинг МРСК» и другими субъектами электроэнергетики планируется модернизация систем сбора и передачи информации (ССПИ).

8.4. Модернизация ССПИ предусматривается инвестиционными программами организаций по управлению Единой национальной (общероссийской) электрической сетью, сетевых организаций, являющихся дочерними и зависимыми обществами ОАО «Холдинг МРСК» (далее — ДЗО ОАО «Холдинг МРСК»), и других субъектов электроэнергетики, а также документами организаций, определяющими техническую политику компаний в указанной сфере.

8.5. Для обеспечения надежного функционирования ЕЭС России в 2010 — 2016 годы планируется реализация следующих проектов по развитию систем противоаварийной и режимной автоматики:

• Создание системы ЦСПА нового поколения в ОЭС Востока.
• Создание иерархической системы АРЧМ в Европейской части ЕЭС России с подключением энергоблоков ТЭС и ГЭС от 100 МВт и более.
• Создание программно-аппаратных комплексов ЦС АРЧМ Востока и Сибири.
• Разработка проектов реконструкции и модернизации противоаварийной автоматики в операционных зонах филиалов Системного оператора Единой энергетической системы России (далее — Системный Оператор) РДУ.
• Развитие ЦСПА ОЭС Юга путем установки трех низовых устройств на ПС 500 кВ Тихорецк, ПС 500 кВ Шахты и ПС 500 кВ Чирюрт.
• Ввод ЦСПА ОЭС Сибири с интеграцией в него комплекса ПА ПС Итатская.
• Создание узлового комплекса на Саяно-Шушенской ГЭС.
• Модернизация узловых комплексов ПА на ПС Тагил и ПС Калино в связи с вводом ВЛ 500 кВ Северная — БАЗ.
• Модернизация узлового комплекса ПА Калининской АЭС в связи с вводом четвертого блока указанной АЭС.
• Модернизация ЦСПА ОЭС Урала и ЦСПА ОЭС Сибири в связи с вводом ВЛ 500 кВ Восход — Ишим — Курган.

8.6. При создании (модернизации) ССПИ и технологической связи, систем противоаварийной и режимной автоматики, релейной защиты и автоматики, в том числе, осуществляемом при строительстве (реконструкции) объектов по производству электрической энергии и объектов электросетевого хозяйства, включенных в настоящую Программу, рекомендуется обеспечение следующих характеристик указанных систем технологического управления.

8.6.1. Рекомендации к противоаварийной автоматике, выполняющей функции системного значения.

8.6.1.1 Рекомендации к ПА в сети 330 — 750 кВ.

В системообразующей сети 330 — 750 кВ для обеспечения надежности режимов работы и в целях повышения пропускной способности электрических сетей ЛЭП, а также оборудование электростанций и подстанций оснащаются устройствами ПА.

а) Устройства ПА на ЛЭП 330 — 750 кВ.

Для выполнения функций АПНУ на каждой ЛЭП устанавливаются следующие устройства ПА:

• ФОЛ (с каждой стороны ВЛ);
• УПАСК;

по необходимости:

• КПР;
• АРПМ.

Для выполнения автоматической ликвидации асинхронного полнофазного режима на каждой ЛЭП (со всех сторон) устанавливается устройство АЛАР, включающее в себя функции основного и резервного действия.

Дополнительно к указанным устройствам АЛАР по необходимости и при наличии обоснований устанавливаются резервные устройства АЛАР, выполненные на других принципах, и резервирующие устройство АЛАР не только данной ЛЭП, но и ЛЭП всего транзита.

Основное действие устройства АЛАР выполняется на первом цикле АР, иметь контроль изменения знака активной мощности, контроль электрического центра качаний, а также может иметь фиксацию знака скольжения. Зона основного действия не должна выходить за пределы защищаемой ЛЭП.

Резервное действие устройства АЛАР выполняется на принципе отсчета определенного числа циклов АР.

В дополнение к устройствам АЛАР, указанным в п. 3.2.1.2 настоящих Общих требований, при наличии режимных обоснований на отдельных объектах электроэнергетики возможна установка АЛАР неполнофазного режима.

Для выполнения функций автоматического ограничения повышения напряжения на ЛЭП (с каждой стороны) устанавливаются устройства АОПН, обеспечивающие защиту оборудования, установленного на ЛЭП, от повышенных уровней напряжения. Кроме того, в дополнение к АОПН устанавливаются устройства, действующие на отключение смежных присоединений при срабатывании АОПН ЛЭП и отказе выключателя ЛЭП (УРОВ АОПН).

Для выполнения функций АОПО на ЛЭП устанавливается устройство защиты от токовой перегрузки ЛЭП, обеспечивающее автоматическую разгрузку ЛЭП при значительных перегрузках по току путем разгрузки (отключения) генераторов и (или) отключения нагрузки потребителей.

Устройства АРПМ устанавливаются на отдельных ЛЭП (совокупности ЛЭП), на которые возможен наброс мощности по любым причинам. Устройство АРПМ нескольких ЛЭП (сечения) обеспечивает селективную работу с учетом потокораспределения активной мощности по отдельным ЛЭП.

б) Устройства ПА на АТ и ШР 330 — 750 кВ.

Для выполнения функций АПНУ на каждом АТ устанавливаются при необходимости следующие устройства ПА:

• ФОТ;
• КПР.

Для выполнения функций АОПО на АТ устанавливается устройство от перегрузки АТ с действием на сигнал и отключение нагрузки потребителей.

На ШР выполняются устройства автоматического отключения и включения ШР от устройств АОСН и АОПН, расположенных на том же объекте, где установлен ШР, или от УПАСК, принимающих команды аналогичных устройств с других объектов электроэнергетики.

в) Устройства ПА на энергоблоках ТЭС и АЭС, работающих в сети 220 — 750 кВ и гидрогенераторах (агрегатах) ГЭС (ГАЭС).

На блоках ТЭС и АЭС, работающих в сети 220 — 750 кВ, должны быть предусмотрены:

• импульсная разгрузка турбины (ИРТ);
• длительная разгрузка турбины (ДРТ);
• устройство отключения генераторов (ОГ);
• устройства фиксации отключения блока (ФОБ);
• при наличии парогазовых установок — устройства частотного пуска газовых турбин;
• АЛАР блока.

На ГЭС (ГАЭС) должны быть предусмотрены:

• устройство отключения гидрогенераторов (агрегатов) (ОГ);
• устройство автоматического пуска гидрогенераторов;
• устройства автоматической загрузки гидрогенераторов;
• устройства автоматического перевода гидрогенератора из режима синхронного компенсатора в активный режим.

8.6.1.2 Рекомендации к ПА в сети 110 — 220 кВ.

В сетях 110 — 220 кВ размещаются исполнительные устройства ПА, реализующие один из основных видов управляющих воздействий — отключение нагрузки потребителей. При этом ЛЭП 110 — 220 кВ используются как для организации каналов УПАСК для выдачи команд на отключение нагрузки, так и как элементы, которые отключаются от устройств ПА для снятия нагрузки.

На ЛЭП 110 — 220 кВ, шунтирующих связи более высокого напряжения, при отключении которых на ЛЭП 110 — 220 кВ может возникнуть асинхронный режим, требуется размещение устройств для его ликвидации.

Кроме того, в некоторых случаях ЛЭП 110 — 220 кВ охватываются комплексами АПНУ и комплексами централизованной разгрузки оборудования для предотвращения каскадного развития аварийной ситуации в энергосистеме.

а) Устройства ПА на ЛЭП 110 — 220 кВ.

При необходимости выполнения функций АПНУ или централизованной разгрузки оборудования для предотвращения каскадного развития аварийной ситуации на ЛЭП устанавливаются следующие устройства ПА:

• ФОЛ;
• УПАСК;
• КПР;
• АРПМ.

Если ЛЭП 110 — 220 кВ входят в сечение, где возможен асинхронный режим, то для выполнения функций АЛАР на ЛЭП 220 кВ устанавливаются устройства АЛАР, имеющие функции основного и резервного действия.

Основное действие устройства АЛАР осуществляется на первом цикле АР, иметь контроль изменения знака активной мощности, контроль электрического центра качаний.

Резервное действие устройства АЛАР выполняется на принципе отсчета определенного числа циклов АР. Пусковые органы могут выполняться на различных принципах, которые определяются на основе расчетов электрических режимов.

На ЛЭП 110 кВ устанавливаются либо устройства АЛАР, аналогичные устройствам для ЛЭП 220 кВ, либо простые делительные устройства, действующие без выдержки времени после отключения шунтирующей ее ЛЭП 220 — 750 кВ.

При необходимости, определяемой расчетами электрических режимов, для выполнения функций АОПН на ЛЭП 220 кВ устанавливаются устройства АОПН, обеспечивающие защиту оборудования, установленного на ЛЭП 220 кВ и прилегающих шинах, от повышенных уровней напряжения. Кроме того, устанавливается устройство, действующее при срабатывании АОПН ЛЭП и отказе выключателя ЛЭП на отключение смежных присоединений (УРОВ АОПН).

Для выполнения функций АОПО на ЛЭП 110 — 220 кВ устанавливается устройство от перегрузки ЛЭП, обеспечивающее автоматическую разгрузку ЛЭП при значительных перегрузках по току или отключение перегружаемой ЛЭП.

Устройства АРПМ устанавливаются на отдельных ВЛ (совокупности ВЛ), на которые возможен наброс мощности по любым причинам. Устройство АРПМ нескольких ВЛ (сечения) обеспечивает селективную работу с учетом потокораспределения активной мощности по отдельным ВЛ.

б) Устройства ПА на подстанциях.

Для выполнения функций АОСЧ на подстанциях устанавливаются устройства АЧР.

Устройства АЧР действуют на отключение ЛЭП 6-10-35-110 кВ, а в отдельных случаях и 220 кВ, питающих энергопринимающие устройства потребителей электрической энергии.

Для обеспечения возможности автоматического восстановления питания энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии после восстановления частоты устанавливаются устройства ЧАПВ, действующие на включение энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, отключенных от АЧР.

Для выполнения функций АОСН и недопущения лавины напряжения на подстанциях электроэнергетических объектов устанавливаются устройства АСН.

Устройства АСН действуют на отключение ЛЭП 6-10-35-110 кВ, а в отдельных случаях и 220 кВ, питающих потребителей электрической энергии.

Для обеспечения быстрого восстановления питания потребителей после восстановления напряжения устанавливаются устройства АПВ после АСН.

Для реализации УВ от ПА, выполняющей функции системного значения, устанавливаются устройства САОН.

8.6.2 Рекомендации к устройствам АДВ на объектах электроэнергетики.

Устройства АДВ являются основными логическими элементами АПНУ энергосистемы, определяющими виды, объемы и места реализации УВ.

Подстанции или электростанции, на которых устанавливаются устройства АДВ, определяются проектом.

Устройства АДВ определяют УВ, обеспечивающие устойчивость энергоузла, а также определяют УВ централизованной разгрузки сети 110 — 220 кВ для предотвращения каскадных отключений.

Устройства АДВ имеют возможность работать в режиме удаленного контроллера (вынесенного устройства АДВ) централизованной системы противоаварийной автоматики верхнего уровня.

8.6.3. Рекомендации к режимной автоматике, выполняющей функции системного значения.

8.6.3.1 Общие рекомендации.

Режимная автоматика, выполняющая функции системного значения, реализовывает следующие функции в нормальном режиме:

• автоматического регулирования напряжения;
• автоматического регулирования частоты и активной мощности.

Для выполнения указанных функций генераторы, синхронные компенсаторы, статические компенсаторы, трансформаторы, автотрансформаторы энергосистемы должны иметь автоматические устройства, установка и эксплуатация которых осуществляются собственниками объектов электроэнергетики, на которых установлены устройства.

Принципы действия устройств режимной автоматики, выполняющей функции системного значения, их объем определяются при проектировании строительства или реконструкции объекта электроэнергетики и должны быть согласованы системным оператором.

Для регистрации электромеханических переходных процессов на электростанциях мощностью 500 и более МВт, подстанциях напряжением 500 кВ и выше, а в отдельных случаях по требованию системного оператора — на подстанциях 110 — 330 кВ устанавливаются регистраторы системы мониторинга переходных режимов (СМПР) в энергосистеме.

8.6.3.2. Рекомендации к устройствам режимной автоматики на электростанциях.

На электростанциях в зависимости от технических требований устанавливаются следующие автоматические устройства режимной автоматики системного значения:

• автоматический регулятор активной мощности на каждом генераторе;
• автоматический регулятор возбуждения на каждом генераторе;
• групповой регулятор активной мощности;
• групповой регулятор реактивной мощности.

На трансформаторах собственных нужд установлены автоматические регуляторы напряжения под нагрузкой.

На трансформаторах, автотрансформаторах связи с энергосистемой установлены автоматические регуляторы напряжения под нагрузкой.

На блочных трансформаторах при наличии технических обоснований предусмотрена установка устройств РПН.

8.6.3.3. Рекомендации к устройствам режимной автоматики на подстанциях.

На трансформаторах и автотрансформаторах установлены автоматические регуляторы напряжения под нагрузкой.

На синхронных и статических компенсаторах установлены автоматические регуляторы напряжения.

8.6.4 Рекомендации к релейной защите и автоматике.

8.6.4.1 Общие рекомендации.

РЗА элемента энергосистемы (ЛЭП и электрооборудования электростанций и подстанций) обеспечивают функции защиты с абсолютной селективностью и защиты с относительной селективностью (ступенчатые защиты) с обеспечением выполнения принципа дальнего резервирования.

РЗА каждого элемента энергосистемы включает устройства, выполненные, как правило, на разных принципах действия.

Устройства защиты и аппаратура связи, установленные на разных сторонах ЛЭП, аппаратно и функционально совместимы.

Обмен технологической информацией между устройствами РЗА, установленными на разных сторонах ЛЭП, осуществляется по специально выделенным каналам связи: высокочастотным, КЛС или ВОЛС. Аппаратура каналов связи обеспечивает требуемое быстродействие защиты.

Ступенчатые защиты от междуфазных КЗ и от КЗ на землю обеспечивают отключение КЗ на защищаемом элементе энергосистемы и в зоне дальнего резервирования.

Ступенчатые защиты от междуфазных КЗ и от КЗ на землю, имеют оперативное и автоматическое ускорение ступеней, охватывающих всю длину ЛЭП с необходимым коэффициентом чувствительности.

Дистанционные защиты имеют автоматическую блокировку ступеней, которые могут неправильно работать при качаниях в энергосистеме (блокировку при качаниях). Принцип действия блокировки при качаниях обеспечивает функционирование дистанционных защит при всех видах КЗ.

Защиты, использующие по принципу действия напряжения от измерительных трансформаторов напряжения, неисправность вторичных цепей которых может привести к неправильному действию защиты, блокируются при нарушении цепей напряжения.

Устройства РЗА по цепям напряжения переводятся на резервный ТН в случае неисправности основного ТН или его вторичных цепей. Резервирование цепей напряжения устройств РЗА ЛЭП 500 кВ и выше обеспечивается установкой двух трансформаторов напряжения на каждой из сторон линии.

Отключение повреждения при действии защит и отказе выключателя элемента энергосистемы выполняется действием УРОВ на отключение выключателей, через которые может осуществляться подпитка места КЗ, и на запрет их АПВ.

УРОВ обеспечивает первоочередное действие на отключение отказавшего выключателя (на себя).

РЗА элемента энергосистемы ликвидирует длительный неполнофазный режим в энергосистеме, представляющий опасность для электрооборудования и недопустимый по условиям настройки РЗА сети.

АПВ обеспечивает автоматическое включение в работу отключенных от защит выключателей ЛЭП и электрооборудования, если автоматическая подача напряжения на них допускается и предусмотрена режимом работы энергосистемы.

Количество ТТ, вторичных обмоток и их классы точности обеспечивает раздельное подключение устройств РЗА и систем измерений и учета.

Основная и резервные ступенчатые защиты или две основные защиты элемента энергосистемы питаются от разных вторичных обмоток трансформаторов тока. Цепи тока этих защит прокладываются в разных кабелях.

Каждая защита, при наличии на выключателях двух электромагнитов отключения, действует на оба электромагнита отключения.

Защита не действует на отключение ЛЭП и оборудования при снятии, подаче оперативного тока, а также при перерывах питания любой длительности и глубины снижения напряжения питания.

Функционирование защит, при наличии на объекте автоматизированной системы технологического управления (АСУ ТП), автономно и не зависит от состояния АСУ ТП. Интеграция РЗА в АСУ ТП осуществляется на уровне обмена информацией.

Система регистрации аварийных событий и процессов (РАС) обеспечивает сбор и передачу информации, достаточной для своевременного (оперативного) анализа аварийного процесса (информации о возникновении, протекании и ликвидации аварийного процесса, о фактической работе систем РЗА).

8.6.4.2 Релейная защита и АПВ ЛЭП 330 кВ и выше:

На каждой стороне ЛЭП 330 кВ и выше установлено не менее двух защит, каждая из которых обеспечивает отключение всех видов КЗ.

Три защиты от всех видов КЗ устанавливаются:

• на ЛЭП, отходящих от АЭС;
• на ЛЭП, при КЗ на которых не обеспечивается принцип дальнего резервирования;
• на ЛЭП, при КЗ на которых и отказе быстродействующих защит отключение КЗ с выдержкой времени ступенчатыми защитами приводит к нарушению устойчивости.

Каждая защита ЛЭП обеспечивает функцию быстродействующей защиты от всех видов КЗ и обеспечивает действие на отключение поврежденной фазы при однофазных КЗ и на отключение трех фаз — при многофазных КЗ.

На каждой стороне ЛЭП, как минимум, одна из защит выполняет функцию ступенчатой защиты от всех видов КЗ.

Для защит с абсолютной селективностью выделяется независимый канал связи.

Для ликвидации неполнофазных режимов на ЛЭП предусматривается защита ЗНР, действующая на отключение 3-х фаз ЛЭП со всех сторон с запретом АПВ.

На каждой стороне ЛЭП 330 кВ и выше предусматривается автоматическое повторное включение (ОАПВ и ТАПВ). ОАПВ осуществляется при действии быстродействующих защит. ТАПВ обеспечивает возможность однократного опробования ЛЭП напряжением и синхронного включения под нагрузку. Устройство ТАПВ следует предусматривать отдельно на каждый выключатель.

8.6.4.3 Автотрансформаторы (трансформаторы) 220 кВ и выше.

На АТ (Т) устанавливаются защиты от внутренних, внешних КЗ и недопустимых режимов работы.

РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше включает основные защиты (дифференциальные и газовые) и резервные ступенчатые защиты от междуфазных КЗ и от КЗ на землю.

Два комплекта дифференциальных защит устанавливаются на АТ (Т) 330 кВ и выше, а также на АТ (Т) 220 кВ мощностью 160 МВА и более.

На трансформаторах 110 — 220 кВ и АТ мощностью менее 160 МВА устанавливается один комплект дифференциальной защиты. Установка второго комплекта дифференциальной защиты обоснована недостаточной чувствительностью или недопустимым временем отключения резервными защитами трансформатора или защит смежных элементов при КЗ в зоне действия ДЗТ.

Ошиновка АТ (Т) 330 кВ и выше защищается двумя быстродействующими защитами.