40
Ежеквартальный
спецвыпуск
№
4(27),
декабрь
2022
Статья
содержит
анализ
проблем
,
возникающих
при
плани
-
ровании
размещения
возобновляемых
источников
энергии
на
территории
присутствия
ПАО
«
Россети
Юг
»,
их
техноло
-
гическом
присоединении
и
последующей
эксплуатации
в
со
-
ставе
энергосистем
отдельных
регионов
Южного
федераль
-
ного
округа
.
Проблемные
вопросы
эксплуатации
распределительных
сетей
с
увеличивающейся
долей
распределенной
генерации
О
бъем
электроэнергии
,
произведенной
возобновляемыми
источниками
энер
-
гии
(
ВИЭ
)
в
ЕЭС
России
с
2018
года
,
увеличился
в
6
раз
.
На
сегодняшний
день
к
электрическим
сетям
ПАО
«
Россети
Юг
»
подключено
29
объектов
генерации
на
принципах
ВИЭ
суммарной
мощностью
1431,3
МВт
.
Согласно
данным
АО
«
СО
ЕЭС
»,
объем
генерации
ВИЭ
составляет
значитель
-
ную
часть
общей
генерации
электростанций
региона
,
а
по
отношению
к
объему
потребления
территорий
составляет
7%
в
Ростовской
области
и
83%
в
республике
Калмыкия
.
В
рамках
реализации
договоров
поставки
мощности
(
ДПМ
)
в
зоне
эксплуатаци
-
онной
ответственности
компании
«
Россети
Юг
»
планируется
подключение
допол
-
нительного
объема
нестабильной
генерации
в
количестве
7
объектов
мощностью
1427,5
МВт
.
Очевидно
,
что
широкое
распространение
ВИЭ
начинает
оказывать
все
большее
влияние
на
функционирование
распределительных
сетей
в
различных
аспектах
деятельности
,
и
наиболее
показательными
являются
регионы
,
где
внедрение
ВИЭ
нашло
наибольшее
распространение
.
Немаловажный
фактор
,
определяющий
осо
-
бенности
функционирования
распределительных
сетей
, —
это
характерная
цик
-
личность
выработки
электроэнергии
ВИЭ
,
которая
обусловлена
солнечной
и
ветро
-
вой
активностью
в
течение
суток
.
Рассмотрим
проблемные
вопросы
эксплуатации
распределительных
сетей
под
-
робнее
.
При
размещении
объектов
ВИЭ
на
территории
республики
Калмыкия
без
вни
-
мания
остались
основные
принципы
,
действующие
при
формировании
схем
и
про
-
грамм
перспективного
развития
электроэнергетики
[1]:
–
принцип
А
— «
экономическая
эффективность
решений
,
предлагаемых
в
схе
-
мах
и
программах
перспективного
развития
электроэнергетики
,
основанная
на
Роман
ДУДИН
,
заместитель
главного
инженера
по
ОТУ
и
СУ
—
начальник
Департамента
ПАО
«
Россети
Юг
»
Надежность
электроснабжения
41
оптимизации
режимов
работы
Единой
энергетиче
-
ской
системы
России
» (
при
этом
станции
размещены
на
транзитных
связях
сети
110
кВ
вдали
от
центров
нагрузок
);
–
принцип
В
— «
скоординированность
схем
и
программ
перспективного
развития
электроэнергетики
и
инве
-
стиционных
программ
субъектов
электроэнергетики
»
(
при
этом
затраты
на
реконструкцию
электросетевых
объектов
,
необходимые
для
подключения
объектов
ВИЭ
,
превышают
объемы
инвестиционной
программы
филиала
ПАО
«
Россети
Юг
» — «
Калмэнерго
»);
–
принцип
Г
— «
скоординированное
развитие
маги
-
стральной
и
распределительной
сетевой
инфра
-
структуры
» (
при
этом
скоординированного
развития
сети
не
происходит
,
речь
идет
лишь
о
минимально
затратном
варианте
для
инвестора
—
подключении
генерации
в
сеть
);
–
принцип
Д
— «
скоординированное
развитие
сете
-
вой
инфраструктуры
и
генерирующих
мощностей
»
(
при
абсолютном
максимуме
потребления
энерго
-
системы
149
МВт
,
зафиксированном
в
2021
году
,
установленная
мощность
ВИЭ
,
уже
подключенных
к
электрической
сети
,
составляет
453,2
МВт
).
По
аналогии
с
льготным
присоединением
потреби
-
телей
,
при
технологическом
присоединении
ВИЭ
не
до
-
пускается
включение
в
состав
платы
за
технологическое
присоединение
инвестиционной
составляющей
[2],
при
этом
указанные
требования
не
применяются
в
случае
технологического
присоединения
генерирующих
объек
-
тов
к
объектам
единой
национальной
электрической
сети
(
ЕНЭС
),
а
сетевая
организация
не
вправе
отказать
обра
-
тившемуся
к
ней
лицу
в
услуге
по
технологическому
при
-
соединению
и
заключении
соответствующего
договора
.
Таким
образом
,
зачастую
заявители
намеренно
не
вы
-
бирают
подключение
к
ЕНЭС
,
предпочитая
подключение
к
распределительными
электрическим
сетям
,
а
требова
-
ния
к
усилению
существующей
электрической
сети
обяза
-
тельны
для
исполнения
сетевой
организацией
за
счет
соб
-
ственных
средств
[3],
следовательно
должны
выполняться
за
счет
тарифных
источников
и
ложатся
нагрузкой
на
по
-
требителей
региона
.
Вместе
с
тем
объем
технических
решений
должен
обеспечивать
в
нормальной
схеме
выдачу
максималь
-
ной
располагаемой
мощности
электростанции
на
всех
этапах
(
очередях
)
сооружения
электростанции
[4].
И
са
-
мое
важное
:
допускается
выдача
мощности
солнечной
электростанции
или
ветровой
электростанции
по
одной
отходящей
от
шин
электростанции
линии
электропереда
-
чи
классом
напряжения
110 (154)
кВ
и
ниже
с
применением
противоаварийного
управления
[4].
Это
позволяет
заявителю
выбирать
мощность
гене
-
рации
на
принципах
ВИЭ
для
выдачи
в
сеть
до
уровня
расчетных
предельно
допустимых
значений
заявленной
пропускной
способности
линий
110
кВ
.
При
этом
не
учи
-
тывается
возможное
отклонение
характеристик
электро
-
сетевых
объектов
прилегающей
сети
,
связанное
с
есте
-
ственным
старением
отработавшего
нормативный
срок
оборудования
и
материалов
.
Также
не
берется
во
внима
-
ние
возможный
отказ
действия
противоаварийной
авто
-
матики
.
Возникает
необходимость
выполнения
серьезной
реконструкции
энергообъектов
,
в
некоторых
случаях
свя
-
занной
с
установкой
дополнительного
первичного
и
вто
-
ричного
оборудования
,
строительством
новых
зданий
для
размещения
вторичных
систем
,
расширением
площади
существующих
подстанций
.
Например
,
включение
объектов
ВИЭ
в
последние
3
года
потребовало
от
ПАО
«
Россети
Юг
»
реализовать
мероприятия
,
направленные
на
усиление
существую
-
щей
сети
и
установку
вторичного
оборудования
в
общем
объеме
более
620
млн
рублей
.
Реализация
этих
мероприятий
в
условиях
недопусти
-
мости
значительного
роста
тарифа
для
потребителей
региона
приводит
к
снижению
затрат
,
направляемых
на
технологическое
перевооружение
и
реконструкцию
рас
-
пределительных
сетей
,
и
снижению
объема
мероприя
-
тий
,
направленных
на
решение
проблемных
вопросов
жителей
региона
.
Опыт
строительства
объектов
ВИЭ
в
мире
(
рису
-
нок
1)
показывает
значительно
более
щадящий
подход
к
существующей
электросетевой
инфраструктуре
[5].
Основным
критерием
эффективности
строящейся
генерации
на
принципах
ВИЭ
определено
снижение
удельной
стоимости
единицы
мощности
строительства
станции
[6].
Это
определяет
и
подходы
,
которые
приме
-
няются
при
строительстве
этих
объектов
:
–
для
подключения
станций
рассматриваются
сель
-
ские
районы
с
наименьшими
затратами
на
оформ
-
ление
земельных
участков
под
строительство
без
учета
близости
к
центрам
нагрузок
,
со
слабыми
транзитными
связями
110
кВ
;
–
без
внимания
остается
значительное
увеличение
перетоков
и
,
как
следствие
,
серьезный
рост
потерь
электрической
энергии
.
Зачастую
заявитель
при
разработке
схем
выда
-
чи
мощности
(
СВМ
)
принимает
мощность
станции
до
100
МВт
,
потому
что
объекты
большей
мощности
долж
-
ны
включаться
в
схему
территориального
планирования
РФ
в
области
энергетики
[7, 8],
что
требует
от
заявителя
проведения
дополнительных
мероприятий
по
согласо
-
ванию
принимаемых
им
решений
.
Можно
сделать
вывод
,
что
экономическая
эффек
-
тивность
проектов
ВИЭ
в
целом
для
энергосистемы
не
всегда
является
приоритетом
,
уступая
желанию
сокра
-
тить
затраты
на
их
реализацию
.
Аналогичные
подходы
и
возникающие
в
результате
проблемы
четко
проявились
в
Бразилии
в
2013
году
,
в
Ки
-
42
Ежеквартальный
спецвыпуск
№
4(27),
декабрь
2022
тае
в
2011
году
и
еще
ранее
,
в
2000-
х
,
годах
в
США
[9].
Решение
этих
проблем
было
осуществлено
на
законода
-
тельном
уровне
,
обеспечив
опережающее
развитие
рас
-
пределительной
электрической
сети
.
Сравнивая
значения
потерь
электрической
энергии
в
электрических
сетях
до
строительства
объектов
ВИЭ
с
те
-
кущими
значениями
,
можно
сделать
вывод
об
их
увеличении
в
среднем
на
23%
в
узлах
присоединения
(
таблица
1).
Почему
же
происходит
рост
потерь
электроэнергии
?
Все
просто
,
выработанная
электроэнергия
на
месте
не
потребляется
в
связи
с
отсутствием
энергоемких
потреби
-
телей
,
а
передается
на
большие
расстояния
,
более
того
,
чтобы
обеспечить
генерацию
в
объеме
установленной
мощности
,
в
существующей
схеме
сети
,
без
дополнитель
-
ного
сетевого
строительства
,
при
согласовании
схем
выда
-
чи
мощности
транзиты
между
энергосистемами
замыкают
,
при
этом
возникающий
избыток
мощности
передается
в
со
-
седние
энергосистемы
.
Транзитные
перетоки
составляют
десятки
,
а
в
некоторых
случаях
сотни
километров
.
Согласно
данным
развернутого
баланса
фактические
потери
в
сети
ВН
филиала
ПАО
«
Россети
Юг
» — «
Калм
-
энерго
»
в
2021
году
составили
10,94%,
при
этом
норматив
потерь
,
установленный
на
период
2018–2022
годов
в
соот
-
ветствии
с
приказом
Министерства
энергетики
Российской
федерации
от
30.09.2014
№
674 «
Об
утверждении
норма
-
тивов
потерь
электрической
энергии
при
ее
передаче
по
электрическим
сетям
территориальных
сетевых
организа
-
ций
»,
составляет
6,08%.
На
следующий
период
регулиро
-
вания
норматив
потерь
будет
снижен
до
5,02%.
В
этих
условиях
сетевые
организации
вынуждены
при
-
обретать
на
оптовом
рынке
дополнительные
объемы
для
компенсации
потерь
электроэнергии
,
что
приводит
к
до
-
полнительным
выпадающим
доходам
и
дополнительной
финансовой
нагрузке
на
общество
.
Расчеты
,
выполняемые
в
рамках
СВМ
,
подтверждают
рост
потерь
в
сети
110
кВ
,
однако
в
реальности
фактиче
-
ские
значения
превышают
расчетные
,
это
вызвано
допу
-
щениями
,
применяемыми
при
проведении
расчетов
,
фак
-
тически
сложившейся
схемой
сети
,
а
также
превышением
коэффициента
использования
установленной
мощности
(
КИУМ
)
станции
относительно
расчетного
.
Рис
. 1.
Критерии
подключения
объектов
ВИЭ
к
электрическим
сетям
разного
класса
напряжения
Сеть
высокого
напряжения
Сеть
среднего
напряжения
Сеть
низкого
напряжения
Канада
*
60%
P
ном
трансформатора
в
режиме
N
– 1
Чехия
*
90%
P
ном
трансформатора
в
режиме
N
– 1
Бельгия
100%*
P
ном
трансформатора
в
режиме
N
– 1
Италия
65%
трансформаторной
мощности
подстанции
Испания
50%
трансформаторной
мощности
подстанции
Италия
60%
пропускной
способности
ЛЭП
Испания
50%
пропускной
способности
ЛЭП
Южная
Африка
до
25%
P
ном
трансформатора
до
25%
от
I
ном
выключателя
Южная
Африка
до
75%
от
I
ном
выключателя
Южная
Корея
50…100%
P
ном
трансформатора
Южная
Африка
75 %
P
ном
трансформатора
Португалия
25 %
P
ном
трансформатора
Прямые
ЛЭП
низкого
напряжения
для
подключения
ВИЭ
ЛЭП
общего
назначения
ВИЭ
*
могут
применяться
поправочные
коэффициенты
,
дополнительно
ограничивающие
выдачу
мощности
ВИЭ
Табл
. 1.
Размер
потерь
в
узлах
присоединения
ВИЭ
Филиал
ПАО
«
Россети
Юг
»
6
мес
. 2020
г
.,
млн
кВт
·
ч
6
мес
. 2022
г
.,
млн
кВт
·
ч
Прирост
,
%
Калмэнерго
31,863
42,620
33
Ростовэнерго
107,807
136,629
26
Волгоградэнерго
32,430
36,323
12
Надежность
электроснабжения
43
На
первых
этапах
внедрения
ВИЭ
регистрировались
факты
несоблюдения
требований
ГОСТ
32144-2013 (
Ка
-
чество
электрической
энергии
)
у
потребителя
в
узлах
под
-
ключения
генерации
на
принципах
ВИЭ
из
-
за
их
нежелания
участвовать
в
регулировании
реактивной
мощности
и
от
-
сутствии
понимания
регулировочных
диапазонов
и
опыта
поддержания
режима
сети
с
объектами
нестабильной
гене
-
рации
.
Внесение
требований
соблюдения
ГОСТ
32144-2013
в
технические
условия
на
технологическое
присоединение
,
а
также
плотное
взаимодействие
персонала
сетевых
орга
-
низаций
,
ВИЭ
и
филиалов
СО
ЕЭС
позволило
исключить
данную
проблему
.
Однако
европейский
опыт
показывает
,
что
возможность
участия
в
регулировании
реактивной
мощности
ветроэлек
-
тростанциями
сильно
зависит
от
используемой
технологии
,
точки
подключения
и
уровня
напряжения
.
В
соответствии
с
расчетами
,
в
большинстве
случаев
требуются
допол
-
нительные
источники
реактивной
мощности
,
а
ее
запас
уменьшается
в
результате
вытеснения
традиционных
электростанций
,
наблюдается
неуклонное
сужение
преде
-
ла
устойчивости
по
напряжению
,
что
приводит
к
умень
-
шению
максимальной
пропускной
способности
линий
электропередачи
[10].
По
всей
видимости
,
аналогичные
проблемы
ожидают
и
нас
в
условиях
продолжения
внедре
-
ния
ВИЭ
и
отсутствия
возможности
планировать
установку
дополнительных
источников
реактивной
мощности
в
связи
с
ограниченностью
финансирования
.
В
процессе
эксплуатации
распределительных
сетей
,
к
которым
подключены
ВИЭ
,
стал
проявляться
еще
один
фактор
—
сложность
планирования
ремонтных
работ
на
распределительных
электрических
сетях
.
Плановый
КИУМ
солнечной
электростанции
(
СЭС
)
со
-
ставляет
14%,
фактический
КИУМ
СЭС
в
Астраханской
области
за
2019
год
составил
14,18%,
а
за
2020
год
—
15,95%.
Очевидно
желание
нарастить
выработку
и
макси
-
мально
использовать
энергию
солнца
и
световой
день
.
Это
приводит
в
ряде
случаев
к
отказу
со
стороны
СЭС
в
согласовании
ремонтных
работ
на
распределительных
сетях
и
переносу
этих
работ
на
ночное
время
,
когда
на
СЭС
отсутствует
выработка
,
или
согласовывается
опре
-
деленное
время
,
в
которое
не
всегда
возможно
выпол
-
нить
переключения
по
ряду
объективных
причин
—
не
-
обходимости
подготовки
режима
диспетчерским
центром
и
согласования
планового
отключения
с
потребителями
,
отсутствии
оперативного
персонала
на
центрах
питания
.
Отказы
в
проведении
работ
вызваны
тем
,
что
на
время
переключений
возникает
необходимость
отключения
(
кратковременно
)
СЭС
для
вывода
в
ремонт
сетевого
обо
-
рудования
.
Аналогичные
предпосылки
складываются
в
узлах
включения
ветровых
электростанций
.
Из
основных
направлений
,
по
которым
необходимо
про
-
водить
работу
в
целях
устранения
возникающих
проблем
функционирования
распределительных
сетей
,
обуслов
-
ленных
включением
ВИЭ
,
можно
выделить
следующие
.
1.
Внесение
изменений
в
дей
ствующие
нормативно
-
правовые
акты
:
в
части
включения
в
состав
платы
за
технологическое
присоединение
инвестиционной
составляющей
на
покрытие
расходов
,
связанных
с
технологическим
присоединением
генерирующих
объектов
напряжением
6
кВ
и
выше
,
к
объектам
элек
-
тросетевого
хозяй
ства
сетевых
компаний
(
это
будет
являться
дополнительной
мотивацией
для
снижения
стоимости
строительства
генерации
на
принципах
ВИЭ
в
целом
и
обеспечит
развитие
электросетевого
ком
-
плекса
для
подключения
новых
объектов
ВИЭ
),
в
части
установления
предела
максимальной
располагаемой
мощности
электростанции
в
нормальном
режиме
и
в
послеаварий
ной
схеме
либо
снятия
ограничений
по
объему
технических
решений
при
разработке
схемы
выдачи
мощности
(
СВМ
)
ВИЭ
(
данное
требование
поз
-
волит
исключить
перегруз
линий
в
послеаварий
ных
ре
-
жимах
и
не
потребует
применения
противоаварий
ного
управления
,
позволит
снизить
затраты
на
создание
дополнительной
противоаварий
ной
автоматики
и
риски
технологических
нарушений
в
случае
ее
отказа
,
а
также
будет
направлено
на
снижение
негативного
эффекта
от
увеличения
потерь
электрической
энергии
).
2.
При
разработке
СВМ
нужно
проводить
анализ
и
рас
-
четы
электрических
режимов
исходя
из
минимиза
-
ции
потерь
электрической
энергии
,
обеспечения
уров
-
ней
напряжения
в
соответствии
с
ГОСТ
32144-2013,
в
том
числе
с
выполнением
необходимых
нормальных
разрывов
на
транзитах
110
кВ
между
энергосистема
-
ми
ОЭС
.
Исходя
из
этих
расчетов
,
выбирать
установ
-
ленную
мощность
ВИЭ
.
В
обязательном
порядке
при
оценке
экономической
эффективности
проекта
учиты
-
вать
потери
электрической
энергии
в
сети
подключе
-
ния
ВИЭ
на
всем
его
жизненном
цикле
.
3.
В
случае
значительного
увеличения
транзитных
пере
-
токов
и
,
как
следствие
,
увеличения
потерь
электриче
-
ской
энергии
необходимо
установление
предельного
значения
потерь
электроэнергии
в
целях
тарифного
регулирования
на
уровне
расчетного
значения
.
Интересен
доклад
Международного
энергетического
агентства
[9],
который
позиционируется
как
руководящие
указания
для
отраслевых
министерств
.
В
документе
поми
-
мо
вышеуказанных
проблем
и
вариантов
их
решения
рас
-
сматриваются
четыре
стадии
внедрения
ВИЭ
и
влияние
на
энергосистему
на
каждой
из
этих
стадий
:
–
первый
этап
—
ВИЭ
не
оказывает
заметного
влияния
на
систему
(
до
5%
установленной
мощности
энерго
-
системы
);
–
второй
этап
—
влияние
ВИЭ
становится
заметным
,
но
за
счет
реализации
локальных
технических
решений
они
могут
быть
довольно
легко
интегрированы
в
состав
44
Ежеквартальный
спецвыпуск
№
4(27),
декабрь
2022
энергосистемы
(
от
3%
до
13%
установленной
мощности
энергосистемы
);
–
третий
этап
—
возникает
первая
значительная
проб
-
лема
—
влияние
нестабильности
ВИЭ
ощущается
как
с
точки
зрения
работы
энергосистемы
,
так
и
во
взаи
-
модействии
с
другими
электростанциями
(
от
13%
до
24%
установленной
мощности
энергосистемы
);
на
этом
этапе
становится
важной
гибкость
энергосистемы
—
способность
справляться
с
высокой
степенью
изменчи
-
вости
баланса
спроса
и
предложения
;
–
четвертый
этап
—
влияние
ВИЭ
настолько
велико
,
что
они
оказывают
существенное
влияние
на
динами
-
ческую
устойчивость
(
от
22%
до
50%
установленной
мощности
энергосистемы
).
Энергосистема
не
будет
резко
переходить
от
одной
стадии
к
другой
.
Выделенные
стадии
внедрения
ВИЭ
но
-
сят
концептуальный
характер
и
предназначены
просто
для
того
,
чтобы
помочь
расставить
приоритеты
и
определить
задачи
,
которые
необходимо
решать
до
наступления
сле
-
дующей
стадии
.
Например
,
проблемы
,
связанные
с
гибко
-
стью
,
будут
постепенно
возникать
на
втором
этапе
,
прежде
чем
станут
отличительной
чертой
третьего
этапа
.
Анало
-
гичным
образом
некоторые
проблемы
,
связанные
с
дина
-
мической
устойчивостью
,
возникнут
уже
на
третьем
этапе
.
Безусловно
,
развитие
возобновляемых
источников
электрической
энергии
является
не
только
трендовым
яв
-
лением
,
но
и
обусловлено
объективной
необходимостью
диверсификации
источников
генерации
.
Определенно
,
доля
ВИЭ
в
общем
объеме
генерации
будет
нарастать
.
Кроме
уже
широко
используемых
энергии
ветра
и
солнеч
-
ной
энергии
,
широкое
применение
найдут
источники
элек
-
трической
энергии
,
использующие
энергию
гравитации
,
в
настоящее
время
представленные
гидроаккумулирующи
-
ми
станциями
.
Но
вместе
с
этим
необходимо
обеспечить
поступательное
развитие
распределительного
электро
-
сетевого
комплекса
и
сохранить
его
надежность
,
чтобы
не
столкнуться
с
серьезными
проблемами
в
долгосрочной
перспективе
.
ЛИТЕРАТУРА
1.
Постановление
Правительства
РФ
№
823 «
О
схемах
и
програм
-
мах
перспективного
развития
электроэнергетики
». URL: https://
base.garant.ru/196473/.
2.
ФЗ
№
35 «
Об
электроэнергетике
».
URL: https://base.garant.ru/185656/.
3.
Постановление
Правительства
Российской
Федерации
№
861 «
Об
утверждении
Правил
недискри
-
минационного
доступа
к
услугам
по
передаче
электрической
энер
-
гии
и
оказания
этих
услуг
,
Правил
недискриминационного
доступа
к
услугам
по
оперативно
-
диспет
-
черскому
управлению
в
электро
-
энергетике
и
оказания
этих
услуг
,
Правил
недискриминационного
доступа
к
услугам
администра
-
тора
торговой
системы
оптово
-
го
рынка
и
оказания
этих
услуг
и
Правил
технологического
при
-
соединения
энергопринимающих
устройств
потребителей
электри
-
ческой
энергии
,
объектов
по
про
-
изводству
электрической
энергии
,
а
также
объектов
электросетевого
хозяйства
,
принадлежащих
сете
-
вым
организациям
и
иным
лицам
,
к
электрическим
сетям
». URL:
https://base.garant.ru/187740/.
4.
Постановление
Правительства
Российской
Федерации
№
937
«
Об
утверждении
Правил
техно
-
логического
функционирования
электроэнергетических
систем
и
о
внесении
изменений
в
неко
-
торые
акты
Правительства
Рос
-
сийской
Федерации
». URL: https://
base.garant.ru/72015900/.
5. Capacity of Distribution Feeders for
Hosting distributed energy resources
(DER). SIGRE WG C6.24. Technical
brochure 586, June 2014, 147 p.
6.
Распоряжение
Правительства
Российской
Федерации
от
24
ок
-
тября
2020
года
№
2749-
р
«
Об
утверждении
основных
напра
-
влений
государственной
полити
-
ки
в
сфере
повышения
энер
-
гетической
эффективности
электроэнергетики
на
основе
использования
возобновляемых
источников
энергии
на
период
до
2035
года
». URL: https://docs.cntd.
ru/document/902137809.
7.
Методические
рекомендации
по
подготовке
схем
территориаль
-
ного
планирования
Российской
Федерации
в
областях
федераль
-
ного
транспорта
(
железнодорож
-
ного
,
воздушного
,
морского
,
вну
-
треннего
морского
,
внутреннего
водного
,
трубопроводного
),
авто
-
мобильных
дорог
федерального
значения
,
энергетики
,
высшего
образования
,
здравоохранения
,
обороны
страны
и
безопасно
-
сти
государства
,
утверждены
приказом
Минэкономразвития
России
от
1
декабря
2020
года
№
793. URL: https://docs.cntd.ru/
document/573120567.
8.
Распоряжение
Правительства
Российской
Федерации
от
9
фев
-
раля
2012
года
№
162-
р
«
Об
утверж
дении
перечней
видов
объектов
федерального
значе
-
ния
,
подлежащих
отображению
на
схемах
территориального
планирования
Российской
Феде
-
рации
в
областях
федерального
транспорта
,
энергетики
,
высше
-
го
профессионального
образо
-
вания
,
здравоохранения
». URL:
https://docs.cntd.ru/document /
902328159.
9. Getting Wind and Sun onto the Grid.
A manual for Policy Makers. OECD/
IEA, 2017, 64 p.
10. Grid Integration of Wind Generation.
SIGRE WG C6.08. Technical bro-
chure 450, February 2011, 140 p.
Надежность
электроснабжения
Оригинал статьи: Проблемные вопросы эксплуатации распределительных сетей с увеличивающейся долей распределенной генерации
Статья содержит анализ проблем, возникающих при планировании размещения возобновляемых источников энергии на территории присутствия ПАО «Россети Юг», их технологическом присоединении и последующей эксплуатации в составе энергосистем отдельных регионов Южного федерального округа.
