Відповідно до Закону України "Про електроенергетику" , Положення про Міністерство енергетики та вугільної промисловості України, затвердженого Указом Президента України від 6 квітня 2011 року № 382, з метою підвищення надійності роботи електричних мереж Об'єднаної енергетичної системи України

1. Затвердити нормативний документ "Норми технологічного проектування енергетичних систем і електричних мереж 35 кВ і вище" (далі - Норми), що додається.

2. Норми набирають чинності через 90 днів з дати підписання цього наказу.

3. Об'єднанню енергетичних підприємств "Галузевий резервно-інвестиційний фонд розвитку енергетики" (Єрмаков О.М.) внести Норми до єдиного реєстру нормативних документів Міненерговугілля в установленому порядку.

4. Державному підприємству "Національна енергетична компанія "Укренерго" забезпечити видання і надходження необхідної кількості примірників Норм державним підприємствам, що належать до сфери управління Міненерговугілля, та господарським товариствам, щодо яких Міненерговугілля здійснює управління корпоративними правами держави, відповідно до їх замовлень.

5. Визнати такими, що втратили чинність, Норми технологічного проектування енергетичних систем та електричних мереж 35 кВ та вище, затвердженні заступником Міністра енергетики та електрифікації України Кузьменком О.С. 03 жовтня 1994 року (ГКД 341.004.003 - 94).

6. Контроль за виконанням цього наказу покласти на заступника Міністра Улиду В.Ю.

1.1. Цей нормативний документ "Норми технологічного проектування енергетичних систем і електричних мереж 35 кВ і вище" (далі – Норми) установлює основні вимоги до технології проектування енергетичних систем і електричних мереж при їх розвитку.

1.2. Вимоги та рекомендації цих Норм поширюються на державні підприємства, організації та об’єднання, які належать до сфери управління Міненерговугілля України або щодо яких Міненерговугілля України здійснює управління корпоративними правами держави.

У цих Нормах враховані вимоги таких нормативних документів:

Закон України "Про електроенергетику"

ДСТУ 2226-93 Автоматизовані системи. Терміни і визначення

ДСТУ 3429-96 Електрична частина електростанції та електричної мережі. Терміни та визначення

ДСТУ 3440-96 Системи енергетичні. Терміни та визначення

ДСТУ 3465-96 Системи електропостачальні загального призначення. Терміни та визначення

ДСТУ Вітроенергетика. Площадки для вітроелектростанцій. Приєднання до електроенергетичної системи (на розгляді)

ДСТУ Вітроенергетика. Вітрові електричні станції. Приєднання до електроенергетичної системи (на розгляді)

ДСТУ Вимоги до вітрових та сонячних фотоелектричних електростанцій потужністю більше 150 кВт щодо приєднання до зовнішніх електричних мереж (на розгляді)

ДСТУ Геліоенергетика. Площадки для фотоелектричних станцій. Приєднання до електроенергетичної системи (на розгляді)

ГОСТ 721-77 Системы электроснабжения, сети, источники, преобразователи и приемники электрической энергии. Номинальные напряжения свыше 1000 В (Системи електропостачання, мережі, джерела, перетворювачі та приймачі електричної енергії. Номінальні напруги понад 1000 В)

ГОСТ 13109-97 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения (Електрична енергія. Сумісність технічних засобів електромагнітна. Норми якості електричної енергії у системах електропостачання загального призначення)

ГОСТ 19431-84 Энергетика и электрификация. Термины и определения (Енергетика та електрифікація. Терміни та визначення)

ГОСТ 24291-90 Электрическая часть электростанции и электрической сети. Термины и определения (Електрична частина електростанції та електричної мережі. Терміни та визначення)

СОУ-Н ЕЕ.20.178-2008 Схеми принципові електричні розподільчих установок напругою від 6 кВ до 750 кВ електричних підстанцій. Настанова. Затверджено наказом Мінпаливенерго України № 262 від 14.05.2008 р.

СОУ-Н МЕВ 40.1.00100227-68:2012 Стійкість енергосистем. Керівні вказівки

ДБН 360-92** Планировка и застройка городских и сельских поселений (Планування і забудова міських та сільських поселень)

ДБН А.2.2-3-2012 Склад та зміст проектної документації на будівництво

ДБН В.1.2-4-2006 Інженерно – технічні заходи цивільного захисту (цивільної оборони)

ДБН В.2.5-23-2010 Проектування електрообладнання об’єктів цивільного призначення

ВБН В.2.3-2-2009 Споруди транспорту. Електрифікація залізниць. Норми проектування

РД 210.006-90 Правила технологического проектирования атомных станций (с реакторами ВВЭР). М.:Минатомэнергопром СССР, 1990, пп.10.1 – 10.11, с.83 – 88 (Правила технологічного проектування атомних станцій (з реакторами ВВЭР)

ГКД 340.000.001-95 Визначення економічної ефективності капітальних вкладень в енергетику. Методика. Загальні методичні положення

ГКД 340.000.002-97 Визначення економічної ефективності капітальних вкладень в енергетику. Методика. Енергосистеми і електричні мережі

ГКД 341.003.001.001-2000 Під’єднання об’єктів вітроенергетики до електричних мереж

ГКД 341.003.001.002-2000 Правила проектування вітрових електричних станцій

ГКД 34.20.567-2012 Правила застосування системної протиаварійної автоматики запобігання та ліквідації небезпечного зниження або підвищення частоти в енергосистемах

ВНТП 41-85 Нормы технологического проектирования гидроэлектрических и гидроаккумулирующих электростанций. М.: Минэнерго СССР, 1980, пп.9.1 – 9.14, с.75 – 81 (Норми технологічного проектування гідроелектричних та гідро акумулюючих електростанцій)

Временные указания по учету токов КЗ при разработке схем развития енергосистем (Тимчасові вказівки щодо врахування струмів КЗ під час розроблення схем розвитку енергосистем)

Нормы технологического проектирования тепловых электрических станций и тепловых сетей. М.: Минэнерго СССР, 1981, пп.8.1 – 8.17, с.58 – 66 (Норми технологічного проектування теплових електричних станцій та теплових мереж)

Глава 2.3 ПУЕ: 2009 Кабельні лінії напругою до 330 кВ

Глава 2.5 ПУЕ: 2006 Повітряні лінії електропередавання напругою вище 1 кВ до 750кВ

Глава 4.2 ПУЕ: 2008 Розподільчі установки і підстанції напругою понад 1 кВ

3.1. У цих Нормах використано терміни та визначення понять, що встановлені у Законі України "Про електроенергетику" : магістральна електрична мережа, міждержавна електрична мережа, місцева (локальна) електрична мережа, об’єднана енергетична система України, об’єкт електроенергетики, споживачі енергії, суб’єкти електроенергетики;

в ДСТУ 22263: технологія інформаційна, система керування технологічним процесом автоматизована;

в ДСТУ 3429: ввід глибокий, відгалуження (від лінії електропередавання), електропередавання, лінія електропередавання, мережа електрична замкнена, міжсистемний зв'язок, підстанція (електрична), установка розподільча;

у ДСТУ 3440: баланс електроенергії в енергосистемі, баланс потужності енергосистеми, міжсистемний перетік;

у ДБН А.2.2-3: нове будівництво, реконструкція, технічне переоснащення;

у ДБН 360**: найзначніші міста, значні міста, великі міста;

у СОУ –Н МЕВ 40.1.00100227-68: ремонтна схема (електричної мережі, енергетичної системи).

Додатково в цих Нормах використано наступні терміни:

багатоланцюгова лінія електропередавання - лінія електропередавання, яка має більше двох комплектів фазних або різнополярних проводів;

відгалужена підстанція (підстанція на відгалуженні) - підстанція, яка живиться від однієї або двох ліній, які є відгалуженнями від інших ліній електропередавання;

встановлена потужність електроустановки - найбільша електрична потужність у відповідності з технічними умовами або паспортом на обладнання;

вузлова підстанція - підстанція, яка живиться не менше ніж від трьох незалежних джерел живлення;

динамічна стійкість енергосистеми (ДСТУ 3440) - здатність енергосистеми повертатись до усталеного режиму після значних збурень, за яких зміни параметрів режиму порівняні із значеннями цих параметрів без переходу до асинхронного режиму;

дволанцюгова лінія електропередавання - лінія електропередавання, яка має два комплекти фазних або різнополярних проводів;

електрична мережа - сукупність підстанцій, розподільчих установок та ліній електропередачі, призначених для передавання і розподілення електричної енергії;

електростанція гарантованої потужності - електростанція, яка має можливість регулювати свою потужність у відповідності із заданим добовим графіком;

електростанція негарантованої потужності - електростанція, яка використовує нестабільний природний енергоресурс, в результаті чого вона має обмежену можливість або зовсім не має можливості регулювати свою потужність у відповідності із заданим добовим графіком;

енергетична система (енергосистема) - частина ОЕС України в межах, визначених організаційно-господарчою системою управління електроенергетики, централізоване оперативно-технологічне управління об’єктами енергетики якої Системний оператор здійснює через відповідну відособлену структурну одиницю з диспетчерсько-технологічного управління;

енергоємні споживачі, великі споживачі - споживачі які приєднані до мереж 110 (150) кВ, або споживачі які у сумарному балансі потужності чи споживанні електроенергії енергопостачальної компанії складають більше 1%;

енергорайон/енерговузол - cукупність об’єктів енергосистеми, що розташовані на частині обслуговуваної нею території з режимом роботи, який має свою особливість, що вимагає окремої уваги при проектних роботах з його розвитку та експлуатації

коефіцієнт участі споживача або окремого енергорайону в навантаженні енергосистеми - відношення навантаження окремого споживача або енергорайону до сумарної величини навантаження енергосистеми

критерій N-1 - правило, відповідно до якого виконується короткострокове планування і підтримка такого електроенергетичного режиму "N" енергосистеми, який у разі виникнення нормативного аварійного збурення "-1" (відключення окремого елементу мережі, такого, як лінія електропередачі/трансформатор чи блок генерації, чи у певних випадках, збірна шина) забезпечує збереження стійкості з відхиленням режимних параметрів не більше гранично допустимих

максимум навантаження енергосистеми (ДСТУ 3440) - найбільше значення активного навантаження енергосистеми за певний період часу

мінімум навантаження енергосистеми (ДСТУ 3440) - найменше значення активного навантаження за певний період часу

надійність роботи енергосистеми (ДСТУ 3440) - здатність енергосистеми забезпечувати безперервне енергопостачання споживачів та підтримання в допустимих межах показників якості електричної та теплової енергії

наявна потужність агрегату (електростанції) (ДСТУ 3440) - встановлена потужність генерувального агрегату (електростанції) з відрахуванням обмеження потужності агрегату (електростанції)

незалежне джерело живлення - джерело живлення електропостачальної системи споживача, яке забезпечує наявність напруги в регламентованих межах у післяаварійному режимі в разі зникнення її на іншому чи інших джерелах живлення цих електроприймачів

номінальна потужність електростанції, що працює на ВДЕ - номінальна активна потужність електростанції в точці приєднання, яка визначається сумарною встановленою потужністю статичних або електромеханічних машин, що виробляють електричну потужність синусоїдального струму промислової частоти, яка віддається в мережу загального призначення

нормальний режим роботи енергосистеми - усталений режим роботи при відсутності генераторів, ліній або трансформаторів, що виведені в ремонт або аварійно відключенні

одноланцюгова лінія електропередавання - лінія електропередавання, яка має один комплект фазних або різнополярних проводів

оперативний резерв потужності енергосистеми - резерв потужності, необхідний для компенсування можливого аварійного зниження генеруючої потужності внаслідок відмов обладнання електростанцій та непередбачених відхилень генеруючої потужності електростанцій від запланованого добового графіку

післяаварійний режим мереж - стан безпосередньо після усунення аварійних умов з врахуванням роботи автоматичних пристроїв. (– усталений режим, в якому допускається зниження запасу стійкості відносно нормального (доаварійного) режиму)

післяаварійний режим роботи енергосистеми - усталений режим роботи після аварійного відключення будь-якого генератора, лінії або трансформатора

повний резерв потужності енергосистеми (ДСТУ 3440) - резерв активної потужності, який дорівнює різниці між наявною потужністю енергосистеми та її навантаженням у момент річного максимуму за нормальних показників якості електроенергії та з урахуванням допустимих сальдо перетоків

пропускна здатність (перетину електричної мережі) (СОУ –Н МЕВ 40.1.00100227-68) - максимальна активна потужність, яка може бути переданою через перетин за дотримання нормативних запасів стійкості, вимог допустимого струму елементів мережі, забезпечення динамічної стійкості в разі нормативних збурень та інших режимних умов

прохідна підстанція - підстанція, яка приєднується до електричної мережі за допомогою двох заходів в розріз одноланцюгової ЛЕП або одного ланцюга багатоланцюгової ЛЕП

радіальна лінія електропередавання - лінія електропередачі, яка з’єднує тупикову підстанцію з джерелом живлення

ремонтний режим роботи енергосистеми - режим роботи енергосистеми, при якому оперативний стан хоча б одного елементу мережі не відповідає його стану відповідно затвердженої схеми нормального режиму

ремонтно-аварійний режим роботи енергосистеми - режим роботи енергосистеми за умови вимкнення двох будь-яких елементів електричної мережі (аварійне відключення в ремонтному режимі мережі)

ремонтний резерв потужності енергосистеми (ДСТУ 3440) - резерв потужності, необхідний для компенсування потужності обладнання, виведеного в плановий ремонт

робоча потужність електростанції, що працює на ВДЕ - значення активної потужності, яку електростанція може забезпечувати в точці загального приєднання у відповідний період року, враховуючи місцеві метеорологічні умови. Робочу потужність визначають при проектуванні та уточнюють виходячи з реальних умов експлуатації

розвиток енергетичних систем та електричних мереж - перехід до більш якісного стану енергетичних систем та/або електричних мереж, для забезпечення підвищення рівня надійності та якості постачання електроенергії споживачам, взаємодії з енергосистемами суміжних країн, можливості збільшення обміну електроенергією з сусідніми державами за рахунок використання сучасного обладнання та інноваційних технологій при новому будівництві, технічному переоснащенні і реконструкції об’єктів електроенергетики

розподільна електрична мережа - місцева (локальна) електрична мережа напругою до 110 (150) кВ включно, яку призначено для передачі електричної енергії від центру живлення до точки приєднання споживача та розподілу електричної енергії між пунктами споживання;

розрахунковий резерв потужності енергосистеми (ДСТУ 3440) - резерв потужності, необхідний для забезпечення нормальної роботи енергосистеми у процесі її розвитку та експлуатації, який має у своєму складі аварійний і ремонтний резерви потужності

"розумна" (інтелектуальна) електрична мережа - електрична мережа з якісно новою системою автоматичного керування, яка дозволяє здійснювати в реальному часі моніторинг та керування режимами її роботи, здійснювати комунікації між споживачами та постачальниками, надаючи можливість оптимізації споживання, забезпечуючи новий рівень надійності та економічності енергозабезпечення

системотвірна електрична мережа (ДСТУ 3429) - електрична мережа вищих класів напруги, що забезпечує надійність і стійкість її як єдиного об’єкта

статична стійкість енергосистеми (ДСТУ 3440) - здатність енергосистеми повертатись до усталеного режиму після малих збурень режиму, за яких зміни параметрів дуже малі проти їхніх середніх значень

стратегічний резерв потужності - резерв потужності, необхідний для компенсації можливих порушень балансу на кінець відповідного перспективного періоду через його непередбачувані фактичні відхилення складових від прогнозу. (наприклад: у разі затримки будівництва нової генеруючої потужності або при фактичному споживанні вище очікуваного)

суміщений максимум навантаження енергосистеми - максимум сумарного навантаження енергосистем, що працюють паралельно

сучасна підстанція/підстанція, яка базується на цифрових пристроях - підстанція, обладнана комплексами цифрових пристроїв (терміналів) релейного захисту та автоматики (РЗА), телемеханіки, системи автоматизованого управління, контролю та реєстрації технологічних процесів (АСКТП), аварійних подій (РАП), обліку та якості електроенергії

технологічне проектування енергетичних систем та електричних мереж - розроблення проектів енергетичних систем та електричних мереж, у яких комплексно розглядається єдиний технологічний процес виробництва, передачі, розподілу та споживання електроенергії та визначаються основні параметри елементів систем і мереж

точка забезпечення потужності - місце в існуючих електричних мережах електропередавальної організації, від якого електропередавальна організація забезпечує розвиток електричних мереж з метою приєднання електроустановок замовника відповідної потужності або приєднання генеруючи потужностей

тупикова підстанція - підстанція, яка живиться від однієї радіальної лінії або двох радіальних ліній, що приєднані до РУ вищої напруги, схема якого не передбачає транзитного режиму роботи

усталений режим роботи енергосистеми (ДСТУ 3440) - режим роботи енергосистеми, за якого параметри режиму вважаються незмінними

характерний (типовий) графік електричного навантаження підстанції - форма добового погодинного графіку електричного навантаження ПС, з аналогічними за режимом роботи споживачами, якщо вони складають понад 50 % її навантаження

характерні добові графіки навантаження енергосистеми - форма добового графіку навантажень за режимні дні, яку використовують в подальшому при прогнозуванні навантаження для максимальних або мінімальних режимів енергосистеми

центр живлення - складова частина енергосистеми, яка являє собою розподільчу установку електростанції гарантованої потужності або розподільчу установку з вторинною напругою знижувальної підстанції енергосистеми, з приєднаними до неї магістральними мережами чи розподільними мережами району електропостачання

3.2. У цих Нормах вжиті такі скорочення:

4.1. Задачею проектування енергетичних систем та електричних мереж при їх розвитку є розроблення технічно та економічно обґрунтованих проектних рішень, які враховують новітні досягнення науки і техніки та забезпечують на довготривалу або середньотривалу перспективу попит споживачів на електричну енергію і потужність нормованої якості, оптимальний розвиток електричних станцій та електричних мереж, засобів їх експлуатації та управління з врахуванням екологічних та соціальних вимог.

Проектні рішення щодо розвитку енергосистем та електричних мереж повинні обґрунтовувати необхідність та доцільність будівництва та/або реконструкції електростанцій, ліній електропередавання і підстанцій та визначати їх технічні характеристики і технологічні параметри.

Проекти повинні бути інструментом, що дозволяє комплексно розглядати єдиний технологічний процес виробництва, передачі, розподілу та споживання електроенергії з урахуванням надійності енергопостачання споживачів та економічних інтересів всіх суб’єктів електроенергетики.

4.2. До проектів розвитку енергетичних систем та електричних мереж відносяться:

– проекти розвитку ОЕС, регіональних енергосистем;

– проекти розвитку розподільних електричних мереж;

– окремі енергетичні розділи, що виконуються у складі проектів електростанцій (схеми видавання потужності) та об’єктів електричних мереж, а також інші позастадійні роботи з окремих питань розвитку енергетики, наприклад у проектах комплексного використання річок, розміщення ГЕС та ГАЕС; визначення майданчиків великих КЕС, а також ВЕС, СЕС та інших генеруючих потужностей, що працюють на відновлювальних джерелах енергії; та проектах реконструкції та технічного переоснащення електростанцій;

– проекти схем розвитку електричних мереж промислових вузлів, великих міст, схем зовнішнього електропостачання споживачів великої електричної потужності (енергоємних споживачів): хімічних та металургійних комбінатів, електрифікованих залізниць, нафто- або газопроводів тощо.

При розробленні проектів розвитку може виникати необхідність виконувати розробку концепцій розвитку і прогнозів (наприклад розроблення Енергетичної стратегії України), та інші роботи із загальних та спеціальних питань розвитку енергетики країни або регіонів, які необхідні для вирішення соціально-економічних, екологічних та інших проблем.

4.3. Основою для прийняття рішень щодо розвитку енергетичних систем та електричних мереж є Енергетична стратегія України, у якій прогнозується і обґрунтовується можливий рівень споживання електроенергії (з врахуванням можливих варіантів розвитку економіки країни) та визначаються способи його покриття (структура та розміщення генеруючих потужностей, забезпечення їх паливо-енергетичними ресурсами), а також визначаються основні напрямки розвитку засобів передачі та розподілу електроенергії, формулюються вимоги до необхідних науково-технічних розробок тощо.

4.4. Послідовність виконання проектів розвитку енергетичних систем та електричних мереж, змістовність, тривалість перспективного періоду, що розглядаються при виконанні проектів, а також терміни перегляду проектів визначаються нормативним документом "Правила виконання схем перспективного розвитку ОЕС України, окремих енерговузлів та енергорайонів"

4.5. Проекти розвитку енергетичних систем та електричних мереж повинні відповідати вимогам нормативного документу "Правила виконання схем перспективного розвитку ОЕС України, окремих енерговузлів та енергорайонів", цих Норм та інших чинних нормативних документів щодо технічних параметрів систем і мереж.

4.6. Під час виконання проектів перспективного розвитку слід уникати зайвої деталізації питань, що виходять за межі проектного рівня і будуть розглядатися в наступних роботах на підставі уточнених даних.

На всіх стадіях проектування розвитку енергосистем з відповідною конкретизацією необхідно розглядати наступні питання:

– організація ремонтно-експлуатаційного обслуговування мереж;

– оснащення засобами диспетчерського та технологічного управління;

– забезпечення стійкості роботи енергосистем;

– використання засобів релейного захисту та протиаварійної автоматики;

– оснащення автоматизованими системами управління;

– оснащення АСОЕ;

– забезпечення якості електроенергії (компенсація реактивної потужності).

Позастадійні проектні роботи з організації диспетчерського та технологічного управління, режимної та протиаварійної автоматики, релейного захисту регіональних електроенергетичних систем виконують з урахуванням прийнятих концептуальних рішень щодо їх розвитку в Схемі розвитку ОЕС.

4.7. У проектах розвитку енергетичних систем та електричних мереж рекомендується передбачити впровадження новітніх технологій і обладнання, для подальшого їх використання, зокрема при розбудові інтелектуальної електричної мережі, з метою підвищення надійності та економічності роботи енергосистем та електропостачання споживачів.

Для вирішення цих завдань в інтелектуальній електричній мережі необхідно застосовувати автоматизовані системи:

– обліку енергоресурсів та інформаційні системи споживачів;

– зв’язку та обміну інформацією між об’єктами та суб’єктами енергетичних систем;

– моніторингу стану та керування електротехнічним обладнанням;

– релейного захисту та протиаварійної системної автоматики;

– створення та оптимізація каналів технологічного та протиаварійного управління об'єктами ЕЕС;

– забезпечення інтеграції джерел електроенергії, що використовують нетрадиційні та відновлювальні джерела енергії з енергетичною системою;

– управління оперативно - виїзними бригадами.

5.1. Потреби країни або регіону в електричній енергії та потужності на перспективу визначають на основі відповідних балансів енергії та потужності по країні в цілому або її окремих регіонах, що дає змогу:

– визначитися з величиною додаткової генеруючої потужності, яку необхідно забезпечити на відповідну перспективу, за рахунок будівництва нових або збільшення потужності існуючих електростанцій;

– вибрати схему та параметри електричних мереж, що забезпечують видачу потужності від джерел електроенергії та її передачу до споживачів.

5.2. При визначенні потреби в електроенергії прогнозують попит на електричну енергію, враховуючи її витрати на власні потреби електростанцій та транспортування до споживача.

5.3. Загальний попит на електроенергію визначають з урахуванням можливості та ефективності впровадження енергозберігаючих заходів та технологій. При цьому слід керуватися Енергетичною стратегією України, затвердженою розпорядженням Кабінету Міністрів України № 145-р від 15 березня 2006 року, Комплексною державною програмою енергозбереження, схваленою Постановою Кабінету Міністрів України № 148 від 5 лютого 1997 року, Державною цільовою програмою енергоефективності, затвердженою Постановою Кабінету Міністрів України № 243 від 01 березня 2010 року та іншими керівними матеріалами.

5.4. Прогнозування попиту на електричну енергію та потужність може здійснюватися по ОЕС України, її окремих електроенергетичних системах, електропередавальних організаціях, а також у розрізі основних груп споживачів електроенергії (промисловість, будівництво, сільгосспоживачі, транспорт, комунально-побутові споживачі, населення тощо).

5.5. Прогнозування попиту на електричну енергію та потужність може здійснюватися з використанням методів імовірносно - статистичного прогнозування, в т.ч.:

– шляхом знаходження кореляційного зв’язку між споживанням електроенергії та загальними показниками економічного і соціального розвитку країни, регіону (національний дохід, валова продукція, чисельність населення, тощо);

– шляхом безпосередньої екстраполяції, якщо встановлені закономірності зміни звітного електроспоживання на перспективу.

Дані про очікувані обсяги виробництва товарної продукції галузей економіки та рівні їх розвитку рекомендується приймати на основі прогнозів, розроблених відповідними державними установами, спеціалізованими науково-дослідними та проектними інститутами тощо.

Питомі норми електроспоживання приймають на основі аналізу їх динаміки, яка базується на статистичній обробці звітних показників і виявлених тенденцій їх зміни, з врахуванням структури і технології виробництва, які намічаються.

Електроспоживання сільгосспоживачів і комунального господарства визначають на основі аналізу динаміки темпів його зміни у взаємозв’язку з загальними показниками розвитку галузей (річне електроспоживання на одного жителя, електроозброєність праці в сільськогосподарському виробництві тощо).

5.6. Розрахунки електроспоживання на рівні регіональних енергосистем, великих міст і промвузлів повинні базуватися на аналізі динаміки звітного електроспоживання, а також конкретних даних про перспективний розвиток великих споживачів – технічних умов на їх приєднання, наявності проектної документації, стану будівництва чи реконструкції.

5.7. Визначення потреби в електроенергії та потужності конкретних великих споживачів – електрифікованих ділянок залізниць, компресорних та насосних станцій газопроводів та нафтопроводів, промислових споживачів та ін. приймають по даним Замовника і відповідних проектних організацій з врахуванням намічених термінів будівництва, наявності проектної документації та інших факторів.

5.8. Норми перспективних витрат електроенергії на власні потреби електростанцій, а також на транспортування електричними мережами становлять в цілому на рівні ОЕС України відповідно 7-8 % від загального виробітку електроенергії та 11-12 % від загального електроспоживання.

На рівні МЕМ ОЕС України норми витрат електроенергії на транспортування електричними мережами становлять 2,5-3 % від загальних обсягів передавання електроенергії цими мережами.

На рівні регіональних електроенергетичних систем приймають усталені звітні показники з урахуванням наміченого вводу та зміни структури генеруючих потужностей, зміни протяжності електричної мережі, вводу електричного обладнання та ін.

5.9. Прогнозування попиту на електричну енергію з метою зменшення невизначеності вихідної інформації слід проводити у вигляді кількох альтернативних варіантів (наприклад: максимального, середнього та мінімального). За основний розрахунковий приймається один із варіантів, а у відповідних розділах наводиться оцінка впливу досягнення інших варіантів на рекомендації роботи.

5.10. При прогнозуванні очікуваних характерних графіків зміни потужності споживання електричної енергії енергосистемою або іншими енергооб’єктами слід користуватися існуючою формою характерних добових графіків їх електричних навантажень, які і відображують зміну потужності, що споживається, у часі.

Очікувані характерні графіки зміни потужності споживання використовують для вирішення на перспективу наступних задач:

– складання балансів потужності та визначення необхідності вводу генеруючих джерел;

– визначення необхідного регулюючого діапазону електростанцій;

– визначення очікуваних режимів роботи електростанції протягом року та їх потреби в паливі;

– вибору схем і параметрів електричної мережі, а також аналізу режимів її роботи.

5.11. При проектуванні розвитку енергосистем необхідно враховувати існуючі характерні добові графіки навантаження в режимні дні для зимового та літнього періодів, річні графіки місячних максимумів та мінімумів, тривалість максимального навантаження енергосистеми протягом року, а також паводковий період для окремих енергосистем та ОЕС України.

За розрахунковий абсолютний максимальний графік добового електричного навантаження енергосистеми необхідно приймати добовий графік найбільшого навантаження енергосистеми протягом року.

5.12. Для енергорайонів/енерговузлів а також енергоємних споживачів максимальну потужність споживання електричної енергії на відповідну перспективу необхідно визначати, виходячи з добового графіку навантаження за абсолютний річний максимум відповідного енергорайону/енерговузла або споживача.

Навантаження підстанцій рекомендується визначати за характерними графіками, що будуються шляхом накладання і додавання індивідуальних графіків електричних навантажень окремих приєднань, які зумовлені їх добовими графіками споживання (технологією виробництва).

5.13. Розрахунок перспективних електричних навантажень підстанцій виконують:

– для концентрованих промислових споживачів (великі підприємства, компресорні станції, тягові підстанції та інші) – з урахуванням даних відповідних проектних інститутів, а при їх відсутності – методом прямого розрахунку або з використанням об’єктів – аналогів;

– для розподіленого навантаження (сільськогосподарське, комунально-побутове та інше) – на основі статистичного підходу.

Загальне навантаження підстанції визначають додаванням концентрованих і розподілених навантажень з врахуванням коефіцієнту одночасності, який приймають для розподіленого навантаження відповідно ДБН В.2.5-23.

6.1. При визначенні потреби в розвитку генеруючих потужностей енергосистем на відповідну перспективу вирішують такі задачі:

– у відповідності з очікуваним балансом потужності, який враховує сумарний резерв генеруючої потужності та сумарне очікуване сальдо міждержавних перетоків, визначають сумарну потребу в збільшенні наявної потужності електростанцій;

– у відповідності до потреб в додатковій генеруючій потужності, враховуючи рекомендації та прийняті рішення по реконструкції, технічному переоснащенню та підвищенню потужності існуючих електростанцій визначають:

потребу в спорудженні нових електростанцій та їх потужність;

оптимальний склад генеруючого обладнання та необхідний (з нормованим запасом) регулюючий діапазон нових генеруючих потужностей, з врахуванням вимог що до їх участі в усіх складових резерву потужності та регулюванні нерівномірності характерного для енергосистеми графіка споживання і коливань потужності ВДЕ.

– уточнюють вимоги що до типу генеруючого обладнання нових електростанцій і нового генеруючого обладнання для електростанцій, що реконструюють;

– визначають вимоги що до оптимальної величини та термінів вводу нових потужностей при реконструкції існуючих та спорудженні нових електростанцій;

– визначають вимоги до маневрових характеристик обладнання електростанцій враховуючи їх можливу участь в добових, тижневих, сезонних і річних режимах енергосистеми;

– визначають обсяги необхідних інвестицій.

6.2. При вирішенні задач, перелічених в п.6.1, необхідно забезпечувати на відповідний перспективний період:

– потребу в генеруючих потужностях для повного покриття очікуваного попиту на потужність та електроенергію з врахуванням необхідного резерву потужності;

– видавання повної потужності електростанцій в нормальних та ремонтних схемах видавання потужності електростанцій;

– по можливості, максимальне використання місцевих ресурсів палива та відновлюваних ресурсів;

– максимальне використання діючих електростанцій за рахунок реконструкції існуючих і будівництва нових генеруючих потужностей на їх майданчиках;

– покращення екологічних показників при реконструкції існуючих та додержання екологічних вимог при будівництві нових електростанцій.

6.3. При визначенні вимог що до розвитку генеруючої потужності:

На першому етапі, враховуючи необхідність максимального використання власних паливних і відновлюваних ресурсів, приймають рішення що до раціонального співвідношення між окремими типами станцій, які повинні, на відповідну перспективу, приймати участь в покритті дефіциту потужності. Виконують техніко-економічне обґрунтування складу генеруючого обладнання, уточнюють, при необхідності, розміщення нових електростанцій, визначають основні параметри та черговість їх спорудження з урахуванням технічного стану діючих електростанцій та заявок від виробників електроенергії щодо технічного їх переоснащення та введення нових потужностей.

На другому етапі використовують напрацювання спеціалізованих організацій про можливі потужності та їх розміщення на АЕС, КЕС, ТЕС, ГЕС (ГАЕС), ВЕС та СЕС з урахуванням наявних природних ресурсів та екологічних обмежень.

Підготовку пропозицій по розвитку генеруючих потужностей з урахуванням сучасних екологічних вимог виконують в такій послідовності:

– розробка рекомендацій щодо реконструкції та технічного переоснащення, в тому числі схем видавання їх потужності в нормальних і ремонтних схемах;

– визначення необхідних обсягів введення нових потужностей, уточнення їх розміщення, основних параметрів генеруючого обладнання та термінів спорудження.

6.4. Структуру і вимоги до генеруючого обладнання та потужності електростанцій на всіх етапах будівництва і розвитку визначають виходячи з аналізу перспективних режимів їх роботи в добовому, сезонному та річному циклах з врахуванням:

– долі маневрової потужності, необхідної для автоматичного регулювання частоти та потужності;

– необхідного резерву потужності, виходячи з нерівномірності добового графіку споживання та режимів роботи ВЕС і СЕС;

– вимог до режимів роботи ТЕС і перевірки відповідності маневрових властивостей їх обладнання до режимів, які прогнозуються;

– вимог до пропускної здатності системотвірної електричної мережі з урахуванням режимних перетоків та оптимального використання пропускної здатності ПЛ.

7.1. Очікуваний вплив об’єктів електроенергетики на довкілля при прогнозуванні їх розвитку визначають з використанням діючих методик та укрупнених нормативів питомих значень екологічних параметрів на одиницю продукції, а саме: нормативів викидів в атмосферу забруднюючих речовин, укрупнених норм водоспоживання та водовідведення, нормативів електромагнітного випромінювання тощо.

Очікувані обсяги викидів забруднюючих речовин та парникових газів в атмосферу не повинні перевищувати граничних значень, регламентованих державними нормативними природоохоронними вимогами та вимогами міжнародних конвенцій, в яких приймає участь країна.

7.2. Очікувані додаткові площі відведення земель під нові об’єкти електроенергетики слід оцінювати по нормативах їх питомої землемісткості. Винятком є гідроелектростанції, площу відводу земель під які оцінюють за проектними документами, або визначають за проектами – аналогами.

7.3. Інвестиції в охорону довкілля в межах чинних природоохоронних нормативів передбачають в кошторисах проектів електростанцій, де застосовують нове енергетичне обладнання, та враховують разом з необхідними обсягами капіталовкладень в будівництво електростанцій.

Додаткові інвестиції в охорону довкілля можливі при розміщенні нових об’єктів в місцевостях, де не допускається збільшення обсягів викидів тих забруднюючих речовин, по яким перевищена гранично – допустима концентрація.

8.1. Баланси потужності ОЕС та регіональних енергосистем складають з метою:

– визначення загальної потужності електростанцій, необхідної для надійного покриття навантаження;

– визначення розмірів обмінних потоків потужності між енергосистемами з урахуванням пропускної здатності системотвірних зв’язків між енергосистемами.

8.2. Витратна частина балансу потужності окремої енергосистеми складається з:

– суміщеного максимуму навантаження енергосистеми;

– розрахункових перетоків потужності на експорт та перетоків в інші енергосистеми.

Приходна частина балансу потужності складається з:

– робочої потужності електростанцій (наявна потужність з відрахуванням резерву);

– імпорту потужності та перетоків потужності від інших енергосистем.

8.3. Встановлену потужність електростанцій на перспективу визначають з урахуванням введення потужності, що намічається, та демонтажу фізично та морально зношеного обладнання.

Наявна потужність електростанцій, яка враховується в балансі на момент проходження річного максимуму, приймається як сума встановлених потужностей за відрахуванням їх наявних обмежень по потужності. Встановлена потужність електростанцій може обмежуватися технічним станом обладнання, на період освоєнням обладнання після вводу об’єкту, у разі зниженням напору ГЕС нижче проектного рівня, у разі наявної швидкості вітру для ВЕС або сонячної радіації для СЕС, нижче розрахункової величини яка приймалась для даної місцевості при виборі їх електроустановок, у разі неповного проектного завантаження теплових відборів ТЕЦ, у разі обмежень в мережі по видаванню потужності електростанцій, при недостатньому обсязі палива або зниженні його якості нижче проектного рівня тощо.

При складанні балансу ОЕС на перспективу більше ніж 5 років сумарне зниження потужності електростанцій, крім ВЕС і СЕС, за вказаними причинами допускається приймати як 10% від встановленої потужності, а для ВЕС і СЕС, як 50% на перспективу рік і більше.

8.4. В цілому резерв потужності енергосистеми містить розрахунковий і стратегічний резерви потужності. Розрахунковий резерв включають в баланс потужності енергосистеми на відповідний перспективний період і він складається з ремонтного та оперативного резервів.

Ремонтний резерв призначений для компенсації потужності обладнання електростанцій, яке виводиться в плановий (середній, поточний і капітальний) ремонт.

В середньому по ОЕС України норма резерву на поточний ремонт становить не менше 4 – 4,5% від сумарної наявної потужності електростанцій і враховується у балансах на відповідні перспективні періоди.

Резерв для виконання капітальних та середніх ремонтів в умовах ОЕС України, як правило, у балансах не передбачають (ремонти виконують в період сезонного зниження навантаження).

Оперативний резерв повинен враховуватися при складанні будь-якого балансу потужності та включати дві складові: резерв для компенсації можливого аварійного зниження генеруючої потужності внаслідок відмов обладнання електростанцій; та резерв для компенсації непередбачених відхилень генеруючої потужності електростанцій від запланованого добового графіку з урахуванням також можливого непередбаченого відхилення від добового графіку потужності електростанцій негарантованої потужності.

Величина можливого непередбачуваного відхилення від графіку сумарної потужності електростанцій негарантованої потужності повинна визначатися, виходячи з аналізу статистичних даних, а при їх відсутності (до моменту їх накопичення) слід приймати резерв для електростанцій негарантованої потужності в розмірі 50% від наявної потужності.

В ОЕС України норма резерву для компенсації аварійного зниження генеруючої потужності (аварійний резерв) становить 4,5 – 5 % від сумарної наявної потужності електростанцій, але не менше ніж величина потужності найбільшого енергоблоку, що приймає участь в приходної частині балансу та не менше величини, відповідно до попереднього абзацу.

Підсумкова оптимальна величина оперативного резерву, що враховує можливі відхилення балансу потужності, повинна економічно обґрунтовуватись шляхом порівняння втрат від очікуваного недовідпуску електроенергії споживачам у разі їх залучення до участі в оперативному резерві з витратами на створення додаткового оперативного резерву на електростанціях.

Розміщення оперативного резерву виконують разом з оптимізацією пропускної здатності системотвірних зв’язків між енергосистемами (енергорайонами) – див. нижче, п.7.2.

За відсутності більш точної вихідної інформації оперативний резерв може прийматись в розмірі 10%, а розрахунковий резерв – 15%.

Стратегічний резерв в ОЕС України необхідно передбачати при складанні балансу на перспективу 10 і більше років для компенсації непередбачуваних відхилень сумарної генеруючої потужності електростанцій або сумарної потужності споживання з непередбачуваних зовнішніх причин (наприклад значна економічна криза чи навпаки, тероризм, техногенні аварії і т п) Для ОЕС України норма стратегічного резерву становить 2,5 – 3 % від встановленої потужності електростанцій.

8.5. Баланси електроенергії для ОЕС та регіональних енергосистем складають з метою:

– порівняння потреби в енергії з можливістю її виробництва електростанціями з урахуванням технічних, режимних та паливних обмежень;

– визначення потокорозподілу електроенергії та потужності по магістральних, міжсистемних та міждержавних зв’язках і перетинах.

Витратна частина балансу включає підсумкове електроспоживання з урахуванням закачування ГАЕС, запланованої передачі в інші енергосистеми та експорту.

Приходна частина балансу включає виробіток електроенергії всіма типами електростанцій, заплановане одержання енергії з інших енергосистем та імпорт. Виробіток ГЕС, ВЕС та СЕС враховується по середній багаторічній величині.

9.1. Загальна електрична мережа відповідно до функціонування поділяється на системотвірну та розподільну мережі.

Функції системотвірної електричної мережі виконують магістральні і міждержавні мережі 220 кВ і вище (див. також п. 9.9).

Функції розподільної електричної мережі виконують мережі 110 (150) кВ і нижче.

9.2. Вибір номінальної напруги виконують у відповідності зі шкалою номінальних напруг, що прийнята в регіоні, який розглядається.

Основна шкала напруг в ОЕС України: 750-330-110-35-10 кВ.

В окремих областях України використовують також інші класи напруг. В Донецькій та Луганській областях використовують: 500 кВ; 220 кВ, в Закарпатської області: 400 кВ; 220 кВ, в східному Криму та на півдні Одеської та Миколаївської областей: 220 кВ. На території України також використовують клас напруги 150 кВ. Розвиток мережі 500, 400 та 220 кВ в регіонах в перспективі допускається за умови позитивних результатів техніко-економічного обґрунтування їх розміщення.

Кількість підстанцій, на яких передбачається зв’язок між мережами різного рівня напруг, слід обмежувати.

9.3. Вибір схеми розвитку електричних мереж полягає у визначенні:

– схем видавання потужності нових (або таких, що реконструюються) електростанцій;

– пунктів розміщення нових ПС, зв’язків між ними та схем приєднання ПС до існуючих мереж та тих, що споруджуються;

– обсягу реконструкції існуючих ліній та підстанцій, які досягли фізичного або морального зносу;

– кількості та потужності трансформаторів на ПС;

– необхідних систем (пристроїв) релейного захисту та протиаварійної автоматики;

– необхідності встановлення засобів компенсації реактивної потужності та їх регулюючих пристроїв (тип, потужність, місце встановлення);

– перерізу проводів (конструкції фази) ліній електропередавання;

– рівнів струмів КЗ та заходів з їх обмеження;

– економічних показників розвитку і функціонування мереж;

– ранжування за термінами реалізації запланованих заходів, якщо існує можливість їх поетапної реалізації без зниження рівня надійності електропостачання споживачів!

9.4. Вибір схем і параметрів електричних мереж виконують на такі розрахункові періоди:

– системотвірна електрична мережа – розрахунковий період: основний – 10 років, перспективний – 15 років;

– розподільна електрична мережа – розрахунковий період: основний – 5 років, перспективний – 10 років;

- мережа зовнішнього електропостачання промислових підприємств, електрифікованих ділянок залізниць, перекачувальних станцій магістральних нафтопроводів, газопроводів, видавання потужності електростанцій і т.п. – період введення в роботу (освоєння потужності) об’єкту,

При розгляді варіантів, в яких об’єкти, що порівнюються, суттєво відрізняються пропускною здатністю або потужністю, розрахунковий термін може бути збільшений на період до освоєння параметрів варіанту із об’єктами більшої пропускної здатності (потужності).

Вибір потужності трансформаторів виконують з урахуванням зростання навантаження за період 5 років після їх введення в роботу.

9.5. При проектуванні схем електричних мереж повинна забезпечуватись надійність та економічність їх розвитку і функціонування з урахуванням раціонального поєднання нових елементів мережі з діючими. В першу чергу слід розглянути працездатність діючих мереж при перспективному рівні електричних навантажень з урахуванням фізичного та морального зносу ліній і підстанцій та їхньої можливої реконструкції.

9.6. Розвиток мережі необхідно передбачити на основі доцільності використання технічно та економічно обґрунтованого мінімуму схемних та конструктивних рішень, що забезпечують побудову електромережі у відповідності з нормативно – технічною документацією з проектування підстанцій та ліній.

9.7. Схема електричної мережі повинна бути гнучкою та забезпечувати збереження прийнятих по її розвитку рішень з надійності електропостачання при відхиленнях:

– балансів потужності вузлів навантаження від планових, до 5%;

– довжини трас ПЛ, КЛ та площі майданчиків ПС від намічених, до 10%;

– планових термінів введення в роботу окремих енергетичних об’єктів до 1 року.

На всіх етапах розвитку мережі слід передбачити можливість її подальшої реконструкції з мінімальними витратами для досягнення кінцевих схем і параметрів ліній електропередавання і підстанцій.

9.8. При проектуванні розвитку мережі слід передбачати комплексне електропостачання всіх існуючих та перспективних споживачів, незалежно від їх відомчої належності та форми власності. При виборі схеми зовнішнього електропостачання окремих об’єктів електроенергетики необхідно розглядати декілька варіантів утворення нових електричних зв’язків, враховувати навантаження інших споживачів, що розташовані в даному районі, а також тих, які намічаються для приєднання на перспективу, що розглядається.

9.9. При проектуванні розвитку системотвірної електричної мережі слід виходити з доцільності багатофункціонального призначення новозбудованих ліній:

– збільшення пропускної здатності мережі для забезпечення стійкості та надійної паралельної роботи ОЕС;

– надійне, у відповідності з існуючими нормативними вимогами, видавання потужності всіх типів електростанцій;

– надійне живлення вузлів навантаження.

Належить уникати безпосередніх зв’язків між електростанціями (без проміжних відборів потужності), для чого їх необхідно прокладати через потужні вузли навантаження. Виняток становлять електростанції негарантованої потужності на відновлювальних джерелах енергії, які, за наявності відповідного техніко – економічного обґрунтування, дозволено приєднувати безпосередньо до РУ ТЕС. При цьому потужність електростанції негарантованої потужності не повинна перевищувати регулювального діапазону ТЕС за умови її роботи мінімальним складом обладнання, а нормальна схема видавання їх потужності з урахуванням потужності електростанцій, що приєднуються до їх РУ, повинні відповідати вимогам критерію "N-1".