«УТВЕРЖДЕНО»
Решением Наблюдательного совета НП «АТС»
(Протокол заседания Наблюдательного совета НП «АТС»
№ 36 от 01.01.01 г.)
с изменениями от 01.01.01 года,
утвержденными решением Наблюдательного совета НП «АТС»
(Протокол заседания Наблюдательного совета НП «АТС»
№ 69 от 01.01.01 г.)
с изменениями от 01.01.01 года,
утвержденными решением Наблюдательного совета НП «АТС»
(Протокол заседания Наблюдательного совета НП «АТС»
№ 71 от 01.01.01 г.)
Приложение
к договору о присоединении к торговой системе
оптового рынка
РЕГЛАМЕНТ
ОПЕРАТИВНОГО ДИСПЕТЧЕРСКОГО УПРАВЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИМ РЕЖИМОМ ОБЪЕКТОВ ГЕНЕРАЦИИ И ОБЪЕКТОВ ПОТРЕБЛЕНИЯ С РЕГУЛИРУЕМОЙ НАГРУЗКОЙ ЕЭС РОССИИ
1. Предмет действия Регламента
Настоящий Регламент определяет:
1) порядок формирования СО расчетных диспетчерских графиков (РДГ) по данным торгового графика, полученного в результате проведения АТС конкурентного отбора ценовых заявок и определения планового почасового производства субъектов оптового рынка в соответствии с Регламентом конкурентного отбора ценовых заявок и определения планового почасового производства субъектов оптового рынка электроэнергии;
2) принципы оперативного диспетчерского управления режимами объектов генерации и объектов потребления с регулируемой нагрузкой;
3) действия, которые должен предпринимать СО для осуществления оперативного диспетчерского управления режимами объектов генерации и объектов потребления с регулируемой нагрузкой ЕЭС России в темпе реального времени, а именно:
a. обеспечение баланса между фактическим производством и потреблением электроэнергии в реальном масштабе времени;
b. подготовка объектов генерации и объектов потребления с регулируемой нагрузкой к участию в управлении режимами работы ЕЭС России;
c. регулирование параметров режима объектов генерации и объектов потребления с регулируемой нагрузкой при производстве переключений в электрических сетях;
d. обеспечение надежности функционирования и качества электроэнергии в ЕЭС России согласно нормативам и регламентам, установленных законодательством РФ;
4) права и обязанности СО в критических и аварийных ситуациях;
5) порядок представления информации о результатах оперативного диспетчерского управления режимами.
2. Сфера действия Регламента
Положения настоящего Регламента распространяются на:
1) Участников оптового рынка;
2) АТС;
3) СО;
4) Организации, осуществляющие управление единой национальной (общероссийской) электрической сетью;
5) Организации, осуществляющие управление электрическими сетями, обеспечивающими присоединение электроустановок участников оптового рынка к единой национальной (общероссийской) электрической сети[1].
3. Порядок формирования СО расчетных диспетчерских графиков по данным торгового графика
3.1. Прием полной информации о расчетной модели с рассчитанными оптимальными электрическими режимами в результате проведения конкурентного отбора ценовых заявок
Передача из АТС и прием в СО расчетной модели со сбалансированными (рассчитанными АТС) оптимальными режимами, соответствующими торговому графику (ТГ) производства и потребления по результатам конкурентного отбора ценовых заявок на электроэнергию, осуществляется в электронном виде путем инициализации АТС запуска специализированного программного обеспечения передачи указанной информации в СО.
3.2. Процедуры формирования расчетного диспетчерского графика
СО формирует РДГ на основании полученной от АТС информации о расчетной модели с рассчитанными оптимальными режимами, соответствующими ТГ.
Процедура составления РДГ включает следующие этапы:
· формирование исходных данных;
· расчет РДГ.
До ввода в действие программного обеспечения автоматизированного согласования ТГ формирование РДГ осуществляется в соответствии с процедурой, аналогичной процедуре формирования ПДГ в соответствие с Регламентом актуализации расчетной модели и формирования предварительных диспетчерских графиков с использованием действующего программного обеспечения СО.
3.2.1. Формирование исходных данных для расчета РДГ
Исходной информацией для расчета РДГ являются:
· потребление территорий оперативного диспетчерского управления;
· уточненный прогноз потребления, составленный СО;
· уточненные параметры и характеристики генерирующего оборудования;
· график нагрузки генерирующего оборудования, полученный СО от АТС в составе ТГ;
· модифицированные ценовые характеристики генерирующего оборудования;
· уточненные параметры системных условий.
Данные о потреблении на территории оперативного диспетчерского управления формируются программным обеспечением путем агрегирования поузловых нагрузок объектов потребления и полученных из ТГ плановых нагрузочных потерь в сетях, представленных в расчетной модели.
Программное обеспечение агрегирования должно определять:
· нагрузки объектов потребления участников регулируемого сектора, а именно:
§ АО-энерго;
§ самостоятельных участников регулируемого сектора, включая:
v энергоемких потребителей;
v энергоснабжающих организаций; и
v электрических станций в части потребления мощности на собственные нужды,
§ нагрузки потребления участников сектора свободной торговли, не являющихся участником регулируемого сектора;
· нагрузки потребления подстанций единой (общероссийской) национальной электрической сети на территориях отдельных РЭЭС и ОЭС;
· используемые для расчета РДГ нагрузки потребления по территориям РЭЭС.
Алгоритм формирования агрегированных данных по АО-энерго должен предусматривать суммирование узловых нагрузок потребления расчетной модели, относящихся к АО-энерго, и нагрузочные потери мощности в электрических связях, относимых к району электрической сети, к узлам которого отнесены нагрузки АО-энерго.
Алгоритм формирования агрегированных данных по единой (общероссийской) национальной электрической сети на территории должен предусматривать суммирование узловых нагрузок потребления расчетной, относящихся к этой сети и нагрузочные потери мощности в ее электрических связях на территориях оперативного диспетчерского управления.
Алгоритмы формирования агрегированных данных по прочим объектам потребления на территории должны предусматривать суммирование узловых нагрузок потребления расчетной модели, относящихся к участникам оптового рынка, владеющих этими объектами потребления, по узлам, расположенным на территории РЭЭС.
Алгоритм формирования агрегированных данных потребления по территории должен предусматривать суммирование агрегированных данных по:
· АО-энерго;
· участникам сектора свободной торговли, не являющихся участниками регулируемого сектора;
· участникам регулируемого сектора;
· единой (общероссийской) национальной электрической сети.
Параллельно с процессом формирования потребления на основании агрегирования СО при необходимости (получение ранее неизвестной информации о погоде или условиях электроснабжения потребителей) обеспечивает прогноз потребления активной мощности по ЕЭС России, ОЭС и РЭЭС, используя действующие методики прогнозирования в соответствии с Регламентом актуализации расчетной модели и формирования предварительных диспетчерских графиков. Указанный прогноз используется СО при осуществлении расчета РДГ на операционные сутки в соответствии с разделом 3.2.2 настоящего Регламента.
Если величины потребления территорий, полученные СО в результате агрегирования информации отличаются от соответствующих значений, полученных в результате прогноза СО, на величину 5% и более, СО имеет право использовать свой прогноз в качестве исходных данных для расчета РДГ.
Если в период времени между процедурой расчета ПДГ и до 15 часов 00 минут по времени ценовой зоны торговых суток участник оптового рынка извещает СО (путем подачи оперативной или аварийной диспетчерской заявки) об изменении состава своего генерирующего оборудования или его параметров на операционные сутки, СО по своему обоснованному мнению имеет право учесть или не учитывать это изменение при разработке РДГ. В случае учета указанное изменение относится на собственную инициативу участника оптового рынка в соответствии с Регламентом определения объемов, инициатив и стоимости отклонений.
При подготовке исходных данных для расчета РДГ осуществляется модификация ценовых характеристик регулируемого сектора, использовавшихся при расчете ПДГ в соответствии с Регламентом актуализации расчетной модели и формирования предварительных диспетчерских графиков. Модификация ценовых характеристик выполняется с целью обеспечения:
· неизменности значений ТГ производства активных мощностей объектов генерации при разработке РДГ в случае отсутствия изменений потребления, состава генерирующего оборудования и системных условий; и
· минимизации суммарной стоимости выплат участникам оптового рынка в случае необходимости по обоснованному мнению СО учета изменений потребления, состава генерирующего оборудования и системных условий при выполнении расчета РДГ.
Модификация ценовых характеристик регулируемого сектора осуществляется на основании действующей методики СО по разработке диспетчерского графика по результатам конкурентного отбора ценовых заявок и определения планового почасового производства субъектов оптового рынка электроэнергии.
При подготовке данных о системных условиях СО использует информацию, определенную Регламентом актуализации расчетной модели и формирования предварительных диспетчерских графиков. До замены программного обеспечения при разработке РДГ допускается уменьшение количества учитываемых сетевых ограничений, обусловленное техническими возможностями действующих программных комплексов за счет отказа, по обоснованному мнению СО, от учета ограничений, наименее влияющих на режимы производства и потребления мощности участников оптового рынка
3.2.2. Расчет РДГ
Целью СО при разработке РДГ является обеспечение баланса между производством и потреблением активной мощности на моменты окончания диспетчерских интервалов в течение операционных суток, осуществляемое путем оптимального планирования режимов генерирующего оборудования.
Оптимальное планирование режимов предполагает минимизацию совокупной стоимости балансировки отклонений почасовых объемов производства и потребления активной мощности от значений, полученных по ТГ, допущенных одними участниками оптового рынка в результате:
· изменений состава включенного генерирующего оборудования по заявкам участников оптового рынка
· принятия решений СО об использовании собственного прогноза потребления активной мощности по территориям оперативного диспетчерского управления вместо потреблений, полученных путем агрегирования в соответствии с разделом 3.2.1 настоящего Регламента;
· ставших известными СО изменений системных условий,
определяемой по модифицированным ценовым характеристикам регулируемого сектора за счет изменения нагрузки объектов генерации других участников оптового рынка при соблюдении всех технических ограничений, перечисленных в Регламентом актуализации расчетной модели и формирования предварительных диспетчерских графиков, уточненных в соответствии с разделом 3.2.1 настоящего Регламента.
3.2.3. Формирование резервов при расчете РДГ
Неотъемлемой частью процедуры формирования РДГ является формирование резервов активной мощности генерирующего оборудования на разность между максимальной рабочей мощностью режимной генерирующей единицы на рассматриваемый час (часы) и ее загрузкой по РДГ. Распределение указанной величины по видам резервов согласно разд.5 осуществляется СО и сообщается участникам оптового рынка при передаче РДГ в отношении конкретных режимных генерирующих единиц или агрегировано по генерации участника оптового рынка. В последнем случае конкретизация может проводиться в процессе управления режимами в реальном времени при передаче оперативных диспетчерских команд.
3.3. Доведение расчетных диспетчерских графиков до участников оптового рынка и Администратора торговой системы
Результаты расчета РДГ полученные СО в соответствии с разделом 3.2.2 настоящего Регламента, представляются:
в АТС:
· в агрегированной форме по объектам потребления и объектам генерации участников оптового рынка
участникам оптового рынка :
· объектам генерации и объектам потребления с регулируемой нагрузкой по действующей технологии;
· объектам потребления – после введения программного обеспечения технологических Интернет сайтов СО – в виде индивидуально адресуемых им данных.
3.4. Предоставление причин изменения объемов поставок электроэнергии, сформированных в ходе конкурентного отбора, в результате формирования расчетных диспетчерских графиков.
В случае, если результаты расчета РДГ, полученные СО в соответствии с разделом 3.2.2 настоящего Регламента, приводят к изменению объемов производства или потребления активной мощности, определенных ТГ, СО обязан представить обоснованные причины такого изменения в АТС в течение 3-х рабочих дней, следующих после операционных суток.
4. Принципы оперативного диспетчерского управления режимами работы объектов генерации и объектов потребления с регулируемой нагрузкой ЕЭС России в темпе реального времени в нормальной ситуации
Управление режимами работы объектов генерации и объектов потребления с регулируемой нагрузкой осуществляется в соответствии с инструкциями и оперативными командами диспетчерского персонала СО (далее – диспетчерские команды).
Диспетчерские команды определяют РДГ, действительное на некоторое время вперед (до следующей диспетчерской команды) в пределах операционных суток. Соответствующий новый диспетчерский график будем называть уточненным (сокращенно – УДГ), понимая под этим текущий действующий до конца операционных суток диспетчерский график.
До 1-й в операционные сутки диспетчерской команды УДГ совпадает с РДГ. До составления РДГ считаем УДГ совпадающим с ТГ. В этом смысле изменение РДГ по сравнению с ТГ квалифицируется как диспетчерская команда, в отношении которой участники оптового рынка также могут заявлять протесты согласно положениям раздела 6.
УДГ может задаваться СО как в явной, так и в неявной форме (например, команда на поддержание фиксированного графика сальдо-перетоков АО-энерго задает неявный УДГ, зависящий от графика потребления).
СО обеспечивает функционирование трех контуров управления режимами работы объектов генерации и объектов потребления с регулируемой нагрузкой в реальном времени:
1) первичного;
2) вторичного;
3) третичного.
Задачи, решаемые первичным и вторичным контурами управления, определяются целями, указанными соответственно в разделах 5.3 и 5.4 настоящего Регламента, и направлены на обеспечение надежности функционирования ЕЭС России и поддержание нормативных параметров качества электрической энергии.
Используя эти контуры управления, СО нейтрализует внезапные и быстрые незапланированные изменения режимов ЕЭС России за счет воздействия автоматических устройств и оперативного диспетчерского персонала СО на зарезервированные энергетические ресурсы (разделы 5.3 и 5.4). В результате этого воздействия, зарезервированные энергетические ресурсы переходят из состояния резерва в состояние использования.
Для постоянного поддержания работоспособности первичного и вторичного контуров управления СО регулярно восстанавливает (освобождает) потенциал используемых в процессе их работы энергетических ресурсов. Энергетические ресурсы, задействованные в работе первичного и вторичного контура управления, замещаются СО энергетическими ресурсами третичного контура управления, предназначенными для использования в долговременном режиме (до 1-х суток и более).
СО организует работу контура третичного управления таким образом, чтобы максимально сократить объемы выработки или потребления электроэнергии на мощностях, зарезервированных под действие первичного и вторичного контуров управления. Таким образом, нейтрализация всех видов незапланированных изменений режимов в течение суток в конечном итоге переносится на третичный контур управления.
Задачи третичного контура управления определяются целями, указанными в разделе 5.5 настоящего Регламента. Они направлены на обеспечение экономического управления режимами объектов генерации и объектов потребления с регулируемой нагрузкой при соблюдении ограничений, отражающих технические возможности оборудования, условия соблюдения нормативных параметров качества электрической энергии и надежного функционирования ЕЭС России.
5. Действия СО и участников оптового рынка по управлению режимами работы объектов генерации и объектов потребления с регулируемой нагрузкой ЕЭС России в темпе реального времени в нормальной ситуации
5.1. Цель СО при управлении режимами в темпе реального времени
Независимо от этапа функционирования рынка целью СО при ведении режимов в реальном масштабе времени является достижение экономически эффективного функционирования ЕЭС России при условии постоянного поддержания баланса производства и потребления мощности, а также соблюдения:
1) критериев надежности функционирования электрической системы;
2) стандартов качества электрической энергии;
установленных законодательством РФ и Регламентами, составляющими неотъемлемые части договоров присоединения участников оптового рынка к торговой системе оптового рынка и участия в регулируемом секторе ОРЭ, и в договорах присоединения этих участников оптового рынка к электрическим сетям.
5.2. Роль СО в процессе управления режимами в темпе реального времени
В соответствии с Федеральным законом об электроэнергетике СО является организацией, осуществляющей единоличное управление технологическими режимами работы объектов электроэнергетики и уполномоченная на выдачу оперативных диспетчерских команд и распоряжений, обязательных для всех субъектов оперативно-диспетчерского управления, субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии с регулируемой нагрузкой.
5.3. Первичный контур управления режимами объектов генерации
Целью действия первичного контура управления режимами объектов генерации является стабилизация частоты электрического тока в ЕЭС России при возникновении внезапных крупных несбалансированных изменений генерации и/или потребления активной мощности.
Действие первичного контура осуществляется в автоматическом режиме, за счет индивидуальной автоматики скорости вращения турбин, входящих в объекты генерации.
Энергетическими ресурсами, резервируемыми для работы в контуре первичного управления, являются:
· первичный резерв по загрузке оборудования объектов генерации;
· первичный резерв по разгрузке оборудования объектов генерации,
распределяемые по территориям ЕЭС России на стадии разработки расчетного диспетчерского графика[2].
5.4. Вторичный контур управления режимами объектов генерации
Вторичный контур управления содержит две части:
1) первую, обеспечивающую автоматическое вторичное управление;
2) вторую, обеспечивающую оперативное диспетчерское вторичное управление.
Целью действия первой части вторичного контура управления режимами объектов генерации является автоматическое регулирование частоты электрического тока, а также автоматическая ликвидация нарушений допустимых пределов перетоков активной мощности в электрических связях ЕЭС России, возникающих в результате действия первичного контура управления.
Энергетическим ресурсом, используемым в автоматической части контура вторичного управления, являются:
· вторичный резерв по загрузке оборудования I объектов генерации;
· вторичный резерв по разгрузке оборудования I объектов генерации,
управление активной мощностью которых осуществляется автоматически на принципах функционально-группового управления.
Списки автоматических систем, функционирующих в контуре вторичного управления, и электрических станций, подключенных под действие этих систем, а также документация с описанием принципов их действия, настройки и оперативной эксплуатации должны находиться на диспетчерских пунктах СО, в чьем оперативном ведении и управлении находятся данные системы.
Целью действия второй части вторичного контура управления режимами объектов генерации является предотвращение или ликвидация режимов с параметрами, недопустимыми для оборудования и/или не удовлетворяющими требованиям к качеству электроэнергии. Управление осуществляется за счет формирования оперативным диспетчерским персоналом СО и быстрой реализации участниками оптового рынка оперативных команд, направленных на нормализацию возникающих в темпе реального времени незапланированных отклонений параметров балансов мощности, электрических режимов и состояния оборудования:
1) участников оптового рынка;
2) организации, осуществляющей управление единой национальной (общероссийской) электрической сетью;
3) организаций, осуществляющих управление электрическими сетями, обеспечивающими присоединение электроустановок участников оптового рынка к единой национальной (общероссийской) электрической сети.
Энергетическим ресурсом, используемым в оперативной диспетчерской части контура вторичного управления, является
· вторичный резерв по загрузке оборудования II объектов генерации;
· вторичный резерв по разгрузке оборудования II объектов генерации,
управление активной мощностью которых осуществляется персоналом СО.
Списки электрических станций, задействованных во второй части вторичного контура управления, должны находиться на диспетчерских пунктах СО, в чьем оперативном ведении и управлении находится состояние генерирующего оборудования и нагрузка генерации данных электростанций.
Плановые данные о размещении энергетического ресурса вторичного контура управления на генерирующем оборудовании должны являться неотъемлемой частью расчетного диспетчерского графика.
Фактические данные об использовании и размещении энергетических ресурсов вторичного контура управления на генерирующем оборудовании объектов генерации должны поддерживаться оперативным диспетчерским персоналом в актуальном состоянии.
Режимы работы электрических станций, участвующих во вторичном контуре управления, могут ограничиваться СО и при составлении ПДГ согласно п. 3.3. Регламента актуализации расчетной модели и формирования предварительных диспетчерских графиков с целью размещения на них вторичных резервов по загрузке и разгрузке оборудования, необходимых для управления ЕЭС России в темпе реального времени. В случае регулярного (более двух раз в неделю в течение 1 месяца) наложения ограничений на режимы работы электростанций участники оптового рынка вправе потребовать введения для этих электрических станций или их частей статуса системных генераторов.
Принципы обеспечения надежности функционирования ЕЭС России в рамках работы вторичного контура управления приведены в разделе 5.8.1 настоящего Регламента.
5.5. Третичный контур управления режимами объектов генерации и объектов потребления с регулируемой нагрузкой
Независимо от этапа функционирования рынка, целью действия третичного контура управления режимами объектов генерации и объектов потребления с регулируемой нагрузкой является непрерывное обеспечение баланса между производством и потреблением мощности в режиме реального времени, осуществляемое путем оптимального управления режимами этих объектов.
Оптимальное управление режимами предполагает минимизацию совокупной стоимости балансировки отклонений фактических почасовых объемов производства и потребления электроэнергии от плановых почасовых объемов, определенных АТС согласно Регламенту конкурентного отбора ценовых заявок и определения планового почасового производства субъектов оптового рынка электроэнергии, при соблюдении всех технических ограничений, определяемых разделами 5.5.1.2 и 5.5.1.3 настоящего Регламента. Указанная функция совокупной стоимости балансировки, зависящая от действий СО в процессе управления режимами, задается алгебраической суммой выплат участникам оптового рынка за отклонения по внешней инициативе.
До введения в секторе отклонений конкурентного балансирующего рынка, величина выплат определяется в соответствии с ценами, рассчитываемыми с использованием тарифов, регулируемых ФЭК РФ, в соответствии с Регламент определения объемов, инициатив и стоимости отклонений.
После введения в секторе отклонений конкурентного балансирующего рынка, величина выплат определяется в соответствии с ценами в ценовых заявках участников оптового рынка.
Энергетическим ресурсом, используемым в контуре третичного управления, является:
· третичный резерв по загрузке оборудования;
· третичный резерв по разгрузке оборудования,
размещенный на объектах генерации и объектах потребления с регулируемой нагрузкой, управление активной мощностью которых осуществляется способами, зависящими от степени готовности специализированного программного обеспечения и технических средств управления активной мощностью в темпе, близком к реальному времени.
Плановые данные о размещении энергетических ресурсов, используемых в контуре третичного управления, должны являться неотъемлемой частью расчетного диспетчерского графика.
Фактические значения третичного резерва по загрузке и по разгрузке оборудования должны регистрироваться средствами документирования СО и отражаться в оперативных ведомостях СО.
Определение объема и территориального распределения третичного резерва по загрузке и разгрузке оборудования осуществляется СО.
5.5.1. Программное обеспечение и технические средства процесса управления активной мощностью в темпе упреждения реального времени на один диспетчерский интервал
5.5.1.1. Порядок использования программного обеспечения
Техническое задание на разработку, методики расчетов, интерфейсы, пользовательский сервис и техническая документация на программное обеспечение процесса управления активной мощностью в темпе ведения режимов должны быть утверждены Правлением СО и сертифицированы в порядке, установленном законодательством РФ.
Перед использованием программное обеспечение должно быть принято СО в промышленную эксплуатацию.
При эксплуатации программного обеспечения СО обязан придерживаться инструкций поставщика или изготовителя.
СО не вправе вносить какие-либо изменения в программное обеспечение без получения предварительного письменного решения, принимаемого на уровне Правления СО.
СО обязан использовать утвержденное программное обеспечение, принятое в эксплуатацию, на всех уровнях диспетчерского управления.
5.5.1.2. Требования к программному обеспечению и техническим средствам процесса управления активной мощностью СО
1) Программное обеспечение должно ежечасно круглосуточно:
· за 60 минут до наступления очередного операционного часа формировать набор актуализированных расчетных моделей, отражающих прогнозируемое состояние ЕЭС России:
a. в течение первых 60 минут после наступления операционного часа с дискретностью, равной действующему диспетчерскому интервалу времени;
b. после окончания операционного часа с дискретностью 1 час – до конца суток;
· за 30 минут до наступления операционного часа выполнить серию централизованных расчетов оптимального распределения активной мощности между объектами генерации и объектами потребления с регулируемой нагрузкой с использованием набора расчетных моделей, сформированных в соответствии с настоящим пунктом. Результаты указанных расчетов должны обеспечить восстановление энергетических ресурсов первичного и вторичного контуров управления, задействованных автоматикой и персоналом СО, за счет перенесения нагрузки на оборудование, на котором размещен энергетический ресурс третичного контура управления;
· после введения в секторе отклонений конкурентного балансирующего рынка рассчитывать узловые цены на момент времени окончания очередного операционного часа при учете следующих ограничений:
a. технологических потерь электроэнергии в электрической сети, входящей в расчетную модель;
b. ограничений пропускной способности контролируемых сечений и других системных ограничений;
c. соблюдения требований по режиму работы системных генераторов;
d. удовлетворения требований к объемам резервной мощности, необходимой для поддержания надежности электрической системы;
e. приоритетности вынужденных режимов работы участников оптового рынка.
2) Технические средства должны ежечасно и круглосуточно за 20 минут до наступления операционного часа обеспечивать доставку участникам оптового рынка и подразделениям СО результатов расчетов:
· являющихся содержанием диспетчерских команд участникам оптового рынка – графики мощности, вырабатываемой каждым объектом генерации и потребляемые каждым объектом потребления с регулируемой нагрузкой, на моменты окончания каждого диспетчерского интервала в течение первых 60 минут после наступления операционного часа;
· уточненных диспетчерских графиков нагрузки оборудования каждого объекта генерации и каждого объекта потребления с регулируемой нагрузкой от момента окончания операционного часа до момента окончания операционных суток.
5.5.1.3. Требования к исходным данным
Основными исходные данными для работы программного обеспечения процесса управления режимами объектов генерации и объектов потребления с регулируемой нагрузкой являются:
· актуализированные параметры расчетной модели, аналогичной используемой в программном обеспечении планирования торгового графика;
· ценовые характеристики объектов генерации и объектов потребления с регулируемой нагрузкой.
5.5.1.3.1. Параметры расчетной модели
Актуализируемые параметры расчетной модели, предназначенной для работы в третичном контуре управления режимами объектов генерации и объектов потребления с регулируемой нагрузкой, определяются для следующих моментов времени внутри операционных суток:
· в течение операционного часа - на моменты границ диспетчерских интервалов;
· после окончания операционного часа до окончания операционных суток – на моменты окончания каждого часа.
Состав параметров включает следующую информацию, составленную СО до начала расчетов:
· прогноз объемов потребления электроэнергии в отношении каждого узла расчетной схемы
· топологию и параметры электрических сетей;
· состав и численные значения мощностей сетевых ограничений;
· интегральные ограничения по использованию гидроресурсов на операционные сутки;
· интегральные ограничения по выработке электроэнергии на электрических станциях по причине ограничений поставок топлива на операционные сутки (до введения конкурентного балансирующего рынка);
· технические ограничения мощности включенных генераторов;
· технологические ограничения мощности включенного генерирующего оборудования объектов генерации, связанные с работой в вынужденных режимах (до введения конкурентного балансирующего рынка);
· ограничения мощности включенного генерирующего оборудования объектов генерации, вводимые СО;
· величину и тип резервной мощности;
· ограничения на минимальные величины резервов мощности, размещенные на территориях оперативного диспетчерского управления;
· почасовые объемы производства электроэнергии и величины резервов мощности для системных генераторов на операционные сутки;
· информацию по обязательствам СО, если таковые имеются, по предоставлению дополнительных системных услуг в соответствии с регламентами предоставления указанных услуг.
5.5.1.3.2. Ценовые характеристики объектов генерации и объектов потребления с регулируемой нагрузкой
До введения в секторе отклонений конкурентного балансирующего рынка почасовые ценовые характеристики объектов генерации и объектов потребления с регулируемой нагрузкой определяются регулируемыми тарифами на электроэнергию, утверждаемыми органами государственного регулирования тарифов.
После введения в секторе отклонений конкурентного балансирующего рынка почасовые ценовые характеристики объектов генерации и объектов потребления с регулируемой нагрузкой определяются ценовыми заявками, поданными на ценовой аукцион рынка «на сутки вперед» на данные операционные сутки участниками оптового рынка.
5.5.2. Специфика достижения целей управления режимами до внедрения программного обеспечения и технических средств управления активной мощностью в темпе близком к реальному времени или при неисправности программного обеспечения
До введения в эксплуатацию или при неисправности программного обеспечения и технических средств в соответствии с п. 5.5.1 СО не позднее 2-х месяцев после запуска сектора свободной торговли оптового рынка должен организовать работу третичного контура управления режимами объектов генерации и объектов потребления с регулируемой нагрузкой в соответствии с целью, объявленной в пункте 5.5, по упрощенной технологии.
Информационной основой для принятия СО решений по управлению режимами в рамках упрощенной технологии являются два вида ранжированных таблиц объектов генерации и объектов потребления с регулируемой нагрузкой, формируемых с помощью оперативно-информационных комплексов СО.
Первый вид таблиц содержит информацию, необходимую СО для принятия решений по увеличению нагрузки генерирующего оборудования объектов генерации и снижения нагрузки объектов потребления с регулируемой нагрузкой (регулирование «вверх»).
Второй вид таблиц содержит информацию, необходимую СО для принятия решений по снижению нагрузки генерирующего оборудования объектов генерации и увеличению нагрузки объектов потребления с регулируемой нагрузкой (регулирование «вниз»).
5.5.2.1. Таблицы для регулирования «вверх»
В зависимости от иерархического уровня диспетчерского управления и в соответствии с решениями, принятыми при выборе состава включенного оборудования[3] на стадии разработки ПДГ, на каждом диспетчерском пункте СО формируются индивидуальные таблицы для регулирования «вверх».
Указанные таблицы должны содержать следующие поля:
· номер объекта генерации или объекта потребления с регулируемой нагрузкой по порядку (далее – объекта управления активной мощностью);
· наименование объекта управления активной мощностью;
· текущее значение нагрузки активной мощности
· технически доступный диапазон изменения нагрузки для регулирования «вверх»[4];
· максимальное время поддержания измененной нагрузки объекта управления активной мощностью;
· цена изменения нагрузки объекта управления активной мощностью по внешней инициативе.
· цена изменения нагрузки объекта управления активной мощностью по собственной инициативе участника оптового рынка.
Строки таблицы ранжируются в порядке повышения цены
1 МВтч электроэнергии объекта управления активной мощностью в соответствии с порядком, изложенным в разделе 5.5.2.3 настоящего Регламента.
Количество объектов управления, включаемых в таблицу для регулирования «вверх», может быть ограничено при достижении минимально-необходимого для управления режимами суммарного диапазона изменения нагрузки объектов управления для регулирования «вверх».
Суммарный диапазон изменения нагрузки объектов управления активной мощностью для регулирования «вверх», включаемых в таблицу, должен быть не ниже норматива[5] (задания) по размещению третичного резерва по загрузке оборудования на территории оперативного диспетчерского управления, обслуживаемой с данного диспетчерского пункта, но не выше технически возможного значения.
5.5.2.2. Таблицы для регулирования «вниз»
В зависимости от иерархического уровня диспетчерского управления и в соответствии фактической загрузкой оборудования объектов управления на каждом диспетчерском пункте СО формируются индивидуальные таблицы для регулирования «вниз».
Указанные таблицы должны содержать следующие поля:
· номер по порядку объекта управления активной мощностью;
· наименование объекта управления активной мощностью;
· текущее значение нагрузки объекта управления активной мощностью
· технически доступный диапазон изменения нагрузки для регулирования «вниз»;
· максимальное время поддержания измененной нагрузки объекта управления активной мощностью;
· цена электроэнергии объекта управления активной мощностью по внешней инициативе;
· цена электроэнергии объекта управления активной мощностью по инициативе участника оптового рынка.
Строки таблицы ранжируются в порядке понижения цены 1 МВтч электроэнергии объекта управления активной мощностью по внешней инициативе.
Количество объектов управления активной мощностью, включаемых в таблицу для регулирования «вниз» может быть ограничено при достижении минимально-необходимого для управления режимами суммарного диапазона изменения нагрузки для регулирования «вниз».
Суммарный диапазон изменения нагрузки объектов управления активной мощностью для регулирования «вниз», включаемых в таблицу для диспетчерского пункта ЦДУ, должен быть не менее 2 % от величины максимального суточного потребления мощности (по Европейской и уральской части России), но не выше технически возможного значения.
Суммарный диапазон изменения нагрузки объектов управления активной мощностью для регулирования «вниз», включаемых в таблицы диспетчерских пунктов ОДУ и РДУ, должен быть не ниже задания, вышестоящего по оперативной диспетчерской иерархии подразделения СО, но не выше технически возможного значения.
5.5.2.3. Использование таблиц для регулирования «вверх»
Оперативный диспетчерский персонал СО:
1) принимает предложения участников оптового рынка (раздел 6 настоящего Регламента) по изменению УДГ в отношении их работы:
· объектов генерации на увеличение выдачи мощности;
· объектов потребления с регулируемой нагрузкой на снижение потребления.
2) ранжирует энергетические ресурсы третичного контура управления в порядке возрастания их цены с учетом инициативы на изменение УДГ:
· энергетические ресурсы, в отношении которых поступили предложения по изменению УДГ от участников оптового рынка, классифицируемые как собственная инициатива участника оптового рынка, учитываются по нулевой цене;
· прочие энергетические ресурсы учитываются по цене изменения нагрузки объекта управления активной мощностью по внешней инициативе.
3) при необходимости увеличения объемов производства электроэнергии оперативный диспетчерский персонал СО формирует оперативные команды на загрузку мощностей объектов управления активной мощностью в порядке возрастания цены энергетического ресурса.
5.5.2.4. Использование таблиц для регулирования «вниз»
Оперативный диспетчерский персонал СО:
1) принимает предложения участников оптового рынка (раздел 6 настоящего Регламента) по изменению УДГ в отношении их работы:
· объектов генерации на снижение выдачи мощности или останова оборудования в холодный резерв;
· объектов потребления с регулируемой нагрузкой на увеличение потребления.
2) ранжирует энергетические ресурсы третичного контура управления в порядке снижения их цены с учетом инициативы на изменение УДГ:
· энергетические ресурсы, в отношении которых поступили предложения по изменению УДГ от участников оптового рынка, классифицируемые как собственная инициатива участника оптового рынка, учитываются по нулевой цене;
· прочие энергетические ресурсы учитываются по цене изменения нагрузки объекта управления активной мощностью по внешней инициативе.
3) при необходимости снижения нагрузки генерации оперативный диспетчерский персонал СО формирует оперативные команды на разгрузку или останов мощностей объектов управления активной мощностью в порядке снижения цены энергетического ресурса.
5.6. Подготовка объектов генерации и объектов потребления с регулируемой нагрузкой к участию в управлении режимами ЕЭС России, осуществляемом СО
В целях поддержания:
1) стабильного баланса производства и потребления мощности в темпе реального времени;
2) нормативных объемов резервов активной мощности;
3) допустимых параметров электрических режимов электрических сетей, генерирующего и потребляющего электроэнергию оборудования субъектов оптового рынка;
4) регламентированного ГОСТ качества электроэнергии на шинах субъектов оптового рынка,
в рамках технических условий и параметров, зафиксированных в договорах на присоединение участников оптового рынка к торговой системе оптового рынка или на участие в регулируемом секторе ОРЭ:
· СО имеет право и обязан определить, подготовить к работе и использовать доступные ему ресурсы основного и вспомогательного оборудования объектов генерации и объектов потребления с регулируемой нагрузкой;
· Участники оптового рынка обязаны обеспечить готовность к работе и предоставить в управление СО ресурсы основного и вспомогательного оборудования объектов генерации и объектов потребления с регулируемой нагрузкой.
5.6.1. Действия СО по подготовке к работе оборудования объектов генерации и объектов потребления с регулируемой нагрузкой в темпе реального времени
Основная работа по подготовке оборудования к работе осуществляется на стадии планирования ПДГ. На этой стадии определяются и доводятся до участников оптового рынка графики:
1) изменения состава включенного в сеть генерирующего оборудования;
2) режимов работы объектов генерации и объектов потребления с регулируемой нагрузкой.
На стадии управления режимами в темпе реального времени СО регулярно на основании анализа результатов мониторинга и прогнозов на несколько часов вперед:
· графиков активной мощности потребления;
· готовности к несению нагрузки включенным генерирующим оборудованием;
· готовности к изменению нагрузки объектами потребления с регулируемой нагрузкой;
· топологии электрической сети;
· прочих системных условий;
1) контролирует достаточность в ЕЭС России и ее отдельных частях:
· вторичного резерва активной мощности;
· третичного резерва активной мощности;
· технически достижимого минимального значения нагрузки генерирующего оборудования.
2) определяет необходимость изменения состава включенного оборудования участников оптового рынка;
3) уведомляет участников оптового рынка о предстоящих изменениях состава включенного оборудования с упреждением реального времени на интервал времени, достаточный для выполнения необходимых операций по включению или отключению основного и/или вспомогательного оборудования.
5.6.2. Действия участников оптового рынка по подготовке к работе основного и вспомогательного оборудования объектов генерации и объектов потребления с регулируемой нагрузкой, управляемые СО
Участники оптового рынка в рамках технических параметров оборудования, указанных в договорах присоединения участников оптового рынка к торговой системе оптового рынка и участия в регулируемом секторе ОРЭ, обязаны обеспечить в соответствии с командами СО:
1) несение нагрузки на оборудовании объектов генерации, включенном в сеть, во всем диапазоне изменения активной мощности от минимальных до максимальных значений;
2) изменение нагрузки на оборудовании объектов генерации, включенном в сеть;
3) постоянную готовность к включению в сеть основного оборудования объектов генерации, числящегося в резерве;
4) постоянную готовность к отключению от сети основного оборудования объектов генерации;
5) изменение потребления мощности объектов потребления с регулируемой нагрузкой.
5.7. Подготовка параметров режима объектов генерации и объектов потребления с регулируемой нагрузкой для производства переключений в электрических сетях
Для обеспечения надежного функционирования ЕЭС России во время переключений в электрических сетях, осуществляемых в целях:
· производства ремонтных работ на сетевом оборудовании;
· отключения сетевого оборудования в резерв;
· включение сетевого оборудования из резерва;
оперативный диспетчерский персонал СО имеет право и обязан регулировать режимы ЕЭС России за счет внепланового воздействия на объемы производства электроэнергии объектов генерации и объемы потребления электроэнергии объектов потребления с регулируемой нагрузкой.
Для преодоления противоречия между необходимостью регулирования режимов для производства переключений в электрических сетях с одной стороны и необходимостью управления режимами в рамках целей третьего контура управления в соответствии с таблицами, приведенными в разделах 5.5.2.1 и 5.5.2.2 настоящего Регламента, СО имеет право объявить о наступлении режима производства переключений в электрических сетях на территории оперативного диспетчерского управления.
Режим производства переключений в электрических сетях на территории оперативного диспетчерского управления является особым режимом нормальной ситуации, вводимым СО, т. е. особым режимом функционирования системы в отличие от нормального, или базового режима.
Объявление о начале и об окончании режима производства переключений в электрических сетях на территории (территориях) диспетчерского управления оформляется СО путем внесения соответствующих записей в оперативный диспетчерский журнал. Информация о введении и окончании указанного режима предоставляется в АТС в составе оперативного диспетчерского журнала в порядке, предусмотренном пунктом 8 настоящего Регламента.
В течение указанного режима требование к СО управлять режимами в соответствии с таблицами, представленными в разделах 5.5.2.1, 5.5.2.2, 5.5.2.3 и 5.5.2.4 настоящего Регламента заменяется рекомендацией, следовать этим таблицам по возможности.
5.8. Принципы обеспечения надежности функционирования электрической системы в нормальной ситуации в реальном масштабе времени
СО обеспечивает надежность функционирования электрической системы ЕЭС России в реальном масштабе времени путем контроля и управления режимами и резервами оборудования субъектов оптового рынка.
5.8.1. Принципы обеспечения надежности функционирования электрической системы в рамках работы вторичного контура управления
Для обеспечения надежности ЕЭС России и нормального действия вторичного контура управления в темпе реального времени СО обязан:
· контролировать на соответствие нормативам, заданиям и уточненным диспетчерским графикам параметры:
§ частоты электрического тока в ЕЭС России;
§ балансов мощности в ЕЭС России, ОЭС и региональных электроэнергетических системах (РЭЭС);
§ запасов пропускной способности электрических сетей;
§ токовой нагрузки элементов электрических сетей;
· в случаях нарушения или прогнозируемого нарушения параметров нормативов, заданий и уточненных диспетчерских графиков, указанных выше, принимать меры по вводу из значений в допустимую область путем использования энергетических ресурсов вторичного контура управления;
· контролировать объем и размещение вторичных резервов на загрузку и разгрузку оборудования в ЕЭС России;
· если в результате действия вторичного контура управления произошло снижение объемов вторичного резерва на загрузку и на разгрузку оборудования, принимать меры к восстановлению их объемов за счет мобилизации третичного резерва на загрузку и на разгрузку оборудования в сроки, определяемые интервалом времени, в течение которого участники оптового рынка обязаны обеспечить несение нагрузки на оборудовании, определенном СО для размещения энергетических ресурсов вторичного контура управления;
· если снижение объемов вторичного резерва на загрузку оборудования произошло в результате отключения в электрических сетях или самого генерирующего оборудования, на котором он был размещен, принимать меры к восстановлению его объемов в максимально короткие сроки за счет:
1) перевода в разряд вторичного резерва на загрузку оборудования третичных резервов на загрузку на оборудовании, отвечающем техническим требованиям к мобильности вторичного резерва на загрузку оборудования;
2) размещения вторичного резерва на загрузку оборудования на загруженном оборудовании. Для этой цели в соответствии с разделом 5.5.2.4 настоящего Регламента выбирается оборудование с наиболее высокими ценовыми характеристиками, отвечающее техническим требованиям к мобильности вторичного резерва на загрузку оборудования. В этом случае нагрузка разгружаемого оборудования должна быть перенесена на оборудование с размещенным третичным резервом на загрузку оборудования в соответствии с разделом 5.5.2.3 настоящего Регламента;
3) разворота генерирующего оборудования из холодного резерва.
· если снижение объемов вторичного резерва на разгрузку оборудования произошло в результате отключений в электрических сетях, появления технических неисправностей или возникновения условий несения вынужденных режимов генерирующего оборудования, на котором он был размещен, принимать меры к восстановлению его объемов в максимально короткие сроки за счет:
1) перевода в разряд вторичного резерва на разгрузку оборудования третичных резервов на разгрузку оборудования на силовых установках, отвечающих техническим требованиям к мобильности вторичного резерва на разгрузку оборудования;
2) останова генерирующего оборудования в холодный резерв.
5.8.2. Принципы обеспечения надежности функционирования электрической системы в рамках работы третичного контура управления
Для обеспечения надежности ЕЭС России и нормального действия третичного контура управления в темпе реального времени СО обязан:
· контролировать объем и размещение третичного резерва на загрузку и на разгрузку оборудования в ЕЭС России;
· если в результате действия третичного контура управления произошло снижение объемов третичного резерва на загрузку и на разгрузку оборудования, принимать меры к восстановлению их объемов за счет мобилизации холодного резерва в сроки, определяемые интервалом времени, в течение которого участники оптового рынка обязаны предоставить энергетический ресурс на оборудовании, определенном СО для размещения третичного резерва на загрузку и на разгрузку оборудования;
· если снижение объемов третичного резерва на загрузку оборудования произошло в результате отключения генерирующего оборудования, на котором он был размещен или отключений в электрических сетях, принимать меры к восстановлению его объемов в максимально короткие сроки за счет:
1) перераспределения размещения третичного резерва на загрузку оборудования между ОЭС и между РЭЭС в ЕЭС России.
2) максимально быстрого разворота генерирующего оборудования из холодного резерва активной мощности.
· если снижение объемов третичного резерва на разгрузку оборудования произошло в результате отключений в электрических сетях, технических неисправностей или возникновения условий несения вынужденных режимов оборудования, на котором он был размещен, принимать меры к восстановлению его объемов в максимально короткие сроки за счет:
1) перераспределения размещения третичного резерва на разгрузку оборудования между ОЭС и между РЭЭС в ЕЭС России.
2) останова генерирующего оборудования в холодный резерв.
5.8.3. Принципы обеспечения надежности функционирования электрической системы за счет управления режимами и резервами реактивной мощности субъектов оптового рынка
Для обеспечения надежности ЕЭС России в темпе реального времени СО обязан:
· контролировать на соответствие нормативам, заданиям и уточненным диспетчерским графикам параметры:
§ напряжения электрического тока в контрольных пунктах ЕЭС России;
§ запасов пропускной способности электрических сетей;
§ токовой нагрузки элементов электрических сетей;
· в случаях нарушения или прогнозируемого нарушения параметров нормативов, заданий и уточненных диспетчерских графиков, указанных выше, принимать меры по вводу их значений в допустимую область путем использования в рамках технически допустимых режимов следующих ресурсов оборудования субъектов оптового рынка:
§ реактивной мощности генерирующего оборудования;
§ реактивной мощности шунтирующих реакторов, батарей статических конденсаторов, синхронных компенсаторов и статических тиристорных компенсаторов;
§ переключателей ответвлений регулирования напряжения трансформаторов, автотрансформаторов и автотрансформаторных групп;
§ состояния (включено/выключено) линий электропередачи и других сетевых элементов;
§ а субъекты оптового рынка обязаны предоставлять указанные ресурсы СО.
6. Организация производственного взаимодействия оперативного диспетчерского персонала СО, объектов генерации и объектов потребления с регулируемой нагрузкой в процессе управления режимами в реальном масштабе времени
Взаимодействие оперативного диспетчерского персонала СО с оперативным персоналом объектов генерации и объектов потребления с регулируемой нагрузкой в темпе реального времени осуществляется за счет обмена информацией о действиях или актах по управлению режимами, передаваемой устно по телефону, и включающей:
1) команды;
2) рапорты об исполнении команд (при необходимости);
3) сообщения о случившихся фактах вынужденного изменения состояния оборудования и/или режима;
4) сообщения об изменении состояния оборудования и/или режима действием устройств автоматического управления;
5) сообщения о случившихся нарушениях допустимости режима (перетоки мощности, токи, уровни напряжения);
6) предложения участников оптового рынка по изменению уточненного диспетчерского графика и/или состава генерирующего оборудования;
7) протесты участников оптового рынка диспетчерскому персоналу по изменению уточненного диспетчерского графика и/или состава оборудования;
8) отказы участников оптового рынка от выполнения диспетчерской команды.
Устная информация о действиях по управлению режимами должна иметь стандартную структуру, обеспечивающую их однозначное толкование, а также возможность:
1) документирования стандартных действий по управлению режимами путем ведения стандартного диспетчерского журнала, в том числе электронного;
2) после разработки соответствующего программного обеспечения – дублирования (повторения) устной информации стандартными электронными сообщениями, автоматически рассылаемыми участникам оптового рынка процесса управления.
Формирование первичного перечня и дальнейшее совершенствование стандартных наименований диспетчерских команд и прочих действий по диспетчерскому управлению, рассмотренных ниже, осуществляется СО по согласованию с АТС.
Разработка первичного перечня стандартных наименований действий по диспетчерскому управлению должна быть завершена не позднее, чем через три месяца после начала функционирования сектора свободной торговли оптового рынка.
6.1. Требования к структуре диспетчерской команды
Стандартная структура диспетчерской команды должна включать:
1) стандартную формулировку содержания команды;
2) стандартные наименования изменяемых параметров;
3) величину предписанного командой изменения параметров или требуемое состояние оборудования;
4) продолжительность, время окончания или условия окончания действия команды.
5) стандартную формулировку причины возникновения команды;
6) требование к скорости исполнения команды или времени, к которому команда должна быть исполнена;
7) требование относительно необходимости представления рапорта об исполнении диспетчерской команды.
6.2. Требования к структуре рапорта об исполнении диспетчерской команды
Стандартная структура рапорта об исполнении диспетчерской команды должна включать:
1) стандартную формулировку содержания команды;
2) величину выполнения команды к заданному сроку или окончательный объем выполнения команды;
3) стандартную формулировку причины неполного выполнения команды к заданному сроку.
6.3. Требования к структуре сообщения о факте вынужденного изменения состояния оборудования и/или режима объекта управления
Стандартная структура сообщения о факте вынужденного изменения состояния оборудования и/или режима объекта управления должна включать:
1) стандартное наименование вынужденно изменившегося параметра состояния оборудования или режима объекта управления нагрузкой;
2) значение параметра до вынужденного изменения;
3) значение параметра после вынужденного изменения;
4) величину изменения параметра;
5) стандартную формулировку причины вынужденного изменения;
6) время наступления вынужденного изменения состояния или режима объекта управления нагрузкой;
6.4. Требования к структуре сообщения об изменении состояния оборудования и/или режима объекта управления нагрузкой действием устройств автоматического управления
Стандартная структура сообщения об изменении состояния оборудования и/или режима объекта управления нагрузкой действием устройств автоматического управления, должна включать:
1) стандартное наименование устройства противоаварийной или режимной автоматики;
2) стандартное наименование вынужденно изменившегося параметра состояния оборудования или режима;
3) величину параметра до срабатывания устройства противоаварийного управления;
4) величину параметра после срабатывания устройства противоаварийного управления;
5) величину изменения параметра;
6) стандартную формулировку причины работы устройств автоматического управления;
7) время наступления автоматического управления.
6.5. Требования к структуре сообщения о случившемся нарушении допустимости режима оборудования
Стандартная структура сообщения о случившемся нарушении допустимости режима должна включать:
1) стандартную формулировку содержания события;
2) стандартное наименование параметра режима, принявшего недопустимое значение;
3) величину нарушения параметра;
4) стандартную формулировку причины нарушения;
5) время наступления нарушения;
6) подробную формулировку причины нарушения (при необходимости).
6.6. Требования к структуре предложений участника оптового рынка по изменению уточненного диспетчерского графика и/или состава генерирующего оборудования
Стандартная структура формулировки предложений участника оптового рынка по изменению уточненного диспетчерского графика и/или состава генерирующего оборудования должна включать:
1) стандартную формулировку содержания предложения;
2) стандартное наименование изменяемого параметра состояния оборудования и/или режима;
3) величину изменения параметра;
4) время начала предлагаемого изменения уточненного диспетчерского графика и/или ожидаемую скорость изменения параметра;
5) стандартную формулировку причины изменения уточненного диспетчерского графика.
6.7. Требования к структуре протеста участника оптового рынка оперативному диспетчерскому персоналу СО
Стандартная структура протеста участника оптового рынка диспетчерскому персоналу по изменению уточненного диспетчерского графика, состава оборудования и режимов должна включать:
1) стандартную формулировку команды, вызвавшей протест;
2) стандартное наименование параметра, изменение которого вызывает протест;
3) величину изменения параметра, которая вызывает протест;
4) стандартную формулировку причины протеста;
5) подробную формулировку протеста не позднее одних суток после факта подачи протеста.
6.8. Требования к структуре отказа участника оптового рынка от исполнения диспетчерской команды
Субъекты оптового рынка обязаны выполнять оперативные команды СО. Отказ от выполнения оперативных команд СО допускается в двух случаях:
· при угрозе жизни и здоровью людей;
· при угрозе повреждения оборудования.
Стандартная структура отказа участника оптового рынка от исполнения диспетчерской команды:
1) стандартную формулировку команды, вызвавшей отказ;
2) стандартное наименование действия и параметра режима, изменение которого вызывает отказ;
3) величину изменения параметра, на который поступил отказ;
4) стандартную формулировку причины отказа;
5) подробное объяснение причины отказа не позднее одних суток после факта отказа.
6.9. Ограничения на использование некоторых видов диспетчерских команд в нормальной ситуации
В нормальной ситуации запрещается подача диспетчерских команд, несовместимых с выполнением условий достижения целей оптимального управления режимами работы объектов управления активной мощности, указанной в разделе 5.5 настоящего Регламента. К таковым относятся массовые команды, адресованные одновременно большим группам или всем участникам оптового рынка на территории (если последних больше двух), обслуживаемой данным предприятием СО, не предполагающие экономического выбора управляющего воздействия в соответствии с целевой функцией оперативного диспетчерского управления, например:
· всем объектам генерации взять максимальную нагрузку на включенном оборудовании («все на максимум»);
· всем объектам генерации взять минимально возможную нагрузку на оборудовании («все на минимум»);
· и т. п.
При необходимости подачи команд подобного рода диспетчер обязан объявить наступление критической или аварийной ситуации в соответствие с разделом 7 настоящего Регламента.
6.10. Организация документирования действий и результатов оперативного диспетчерского управления режимами
На каждом диспетчерском пункте СО должно быть организовано документирование информации о действиях и результатах оперативного диспетчерского управления режимами.
Действиями и результатами оперативного диспетчерского управления режимами, подлежащими обязательному документированию, являются:
· зарегистрированная в диспетчерских сообщениях информация о неплановых событиях в ЕЭС России;
· зарегистрированная в оперативном диспетчерском журнале информация о событиях в ЕЭС России, явившихся причинами действий СО и субъектов оптового рынка по управлению режимами объектов генерации и объектов потребления с регулируемой нагрузкой в темпе реального времени;
· зарегистрированные в оперативном диспетчерском журнале данные о действиях СО и субъектов оптового рынка по управлению режимами объектов генерации и объектов потребления с регулируемой нагрузкой;
· зарегистрированные в оперативной ведомости подразделений СО:
§ уточненные диспетчерские графики мощностей режима;
§ уточненные и содержащиеся в РДГ диспетчерские графики резервов активной мощности каждого вида;
§ графики мощностей фактического режима;
§ графики фактических резервов активной мощности каждого вида;
· до разработки программного обеспечения, зарегистрированные в автономном документе, после разработки программного обеспечения, зарегистрированные в электронном оперативном диспетчерском журнале графики отклонения фактических поставок электроэнергии от значений, заданных в торговом графике, по внешней инициативе, рассчитываемые в соответствии с Регламентом определения объемов, инициатив и стоимости отклонений.
7. Порядок объявления наступления и окончания критических и аварийных ситуаций в ЕЭС России и на ее отдельных территориях
Ситуация на каждой территории оперативного диспетчерского управления СО: европейской части ЕЭС России отдельной ОЭС, отдельной РЭЭС может определяться одним из следующих статусов:
· нормальная ситуация;
· критическая ситуация; и
· аварийная ситуация.
Порядок управления режимами объектов генерации и объектов потребления с регулируемой нагрузкой, изложенный в разделах 3-6 настоящего Регламента, установлен для осуществления оперативного диспетчерского управления в нормальной ситуации, включая особые режимы нормальной ситуации.
В особых ситуациях, к которым относятся критическая и аварийная ситуации, порядок действий СО в рамках первичного и вторичного контуров управления, изложенный в разделах 5.3 и 5.4 настоящего Регламента, не изменяется. Изменению подлежит порядок действий СО в рамках третичного контура управления.
В особых ситуациях цель управления третичного контура управления, представленная в разделе 5.5 настоящего Регламента, заменяется целью обеспечения надежного функционирования ЕЭС России и прочих территорий оперативного диспетчерского управления.
Для достижения этой цели СО имеет право и обязан:
· использовать весь технически доступный диапазон изменения нагрузки объектов управления активной мощностью, размещенный на оборудовании несущем:
§ нагрузку;
§ «горячие» виды резервов активной мощности (первичный, вторичный и третичный);
§ холодный резерв;
· осуществлять отключение генерирующих мощностей от сети для снижения технического минимума генерирующего оборудования в целях прохождения периодов суточного минимума потребления мощности;
· осуществлять переключения в электрических сетях:
§ организации, осуществляющие управление единой национальной (общероссийской) электрической сетью;
§ организаций, осуществляющих управление электрическими сетями, обеспечивающими присоединение электроустановок участников оптового рынка к единой национальной (общероссийской) электрической сети.
· прекращать ремонтные работы на генерирующем и электросетевом оборудовании всех субъектов оптового рынка.
В условиях наступления аварийной ситуации СО получает право на использование дополнительных инструментов управления режимами:
· введение очередей технологических ограничений нагрузки потребителей;
· введение очередей технологических отключений нагрузки потребителей;
· прямых отключений нагрузки потребителей из центров питания кнопками специальной автоматики отключения потребителей;
· использование аварийной разгрузки и отключения генераторов.
При объявлении критической ситуации требование к СО управлять режимами в соответствии с таблицами, представленными в разделах 5.5.2.1, 5.5.2.2, 5.5.2.3 и 5.5.2.4 настоящего Регламента заменяется рекомендацией, следовать этим таблицам по возможности.
7.1. Объявление наступления и/или окончания критической ситуации
Объявление наступления и/или окончания критической ситуации осуществляется оперативным диспетчерским персоналом СО для территорий оперативного диспетчерского управления: европейской части ЕЭС, отдельных ОЭС, отдельных РЭЭС.
Факт наступления и/или окончания критической ситуации оформляется стандартной записью в оперативном диспетчерском журнале диспетчерского пункта СО.
Информация о введении и/или окончании действия критической ситуации в темпе реального времени доводится до вышестоящих уровней диспетчерского управления СО в соответствии с оперативным ведением оборудования, расположенного на территории введения критической ситуации.
СО доводит информацию о наступлении и/или окончании действия критической ситуации на территориях оперативного диспетчерского управления до АТС в сроки, определяемые Регламентом определения объемов, инициатив и стоимости отклонений.
Необходимым и достаточным условием для объявления СО критической ситуации на территории оперативного диспетчерского управления является снижение фактического уровня вторичного и третичного резервов на загрузку и разгрузку оборудования ниже нормативного (заданного) уровня на время, превышающее нормативный срок восстановления данного вида резерва.
Нормативное время восстановления объемов вторичного резерва на загрузку и на разгрузку оборудования определяется, нормативным сроком мобилизации третичного резерва на загрузку и на разгрузку оборудования, составляющим 30 минут.
Нормативное время восстановления объемов третичного резерва на загрузку оборудования определяется, нормативным сроком мобилизации холодного резерва активной мощности, составляющим 6 часов.
Нормативное время восстановления объемов третичного резерва на разгрузку оборудования определяется, нормативным сроком разгрузки, расхолаживания и отключения работающего оборудования в холодный резерв, составляющим 4 часа.
После восстановления объемов резерва активной мощности СО объявляет об окончании действия критической ситуации.
Объявление критической ситуации может последовать как из состояния нормальной, так и аварийной ситуации. Объявление критической ситуации означает автоматическое прекращение действия нормальной или аварийной ситуации.
По окончании действия критической ситуации оперативный диспетчерский персонал СО в зависимости от условий, сложившихся на территории оперативного диспетчерского управления, объявляет о наступлении либо нормальной, либо аварийной ситуации.
7.2. Объявление наступления и/или окончания аварийной ситуации
Объявление наступления и/или окончания аварийной ситуации осуществляется оперативным диспетчерским персоналом СО для территорий оперативного диспетчерского управления: европейской части ЕЭС, отдельных ОЭС, отдельных РЭЭС.
Факт наступления и/или окончания аварийной ситуации оформляется стандартной записью в оперативном диспетчерском журнале диспетчерского пункта СО.
Информация о введении и/или окончании действия аварийной ситуации в темпе реального времени доводится до вышестоящих уровней диспетчерского управления СО в соответствии с оперативным ведением оборудования, расположенного на территории введения аварийной ситуации.
СО доводит информацию о наступлении и/или окончании действия аварийной ситуации на территориях оперативного диспетчерского управления до АТС в сроки, определяемые Регламентом определения объемов, инициатив и стоимости отклонений.
Необходимым и достаточным условием для объявления СО аварийной ситуации на территории оперативного диспетчерского управления является возникновение условий необходимости введения технологических ограничений и отключений нагрузки или оборудования участников оптового рынка.
Объявление аварийной ситуации может последовать как из состояния нормальной, так и критической ситуации. Объявление аварийной ситуации означает автоматическое прекращение действия нормальной или критической ситуации.
По окончании действия аварийной ситуации оперативный диспетчерский персонал СО в зависимости от условий, сложившихся на территории оперативного диспетчерского управления, объявляет о наступлении либо нормальной, либо критической ситуации.
8. Порядок предоставления информации о действиях и результатах оперативного диспетчерского управления режимами объектов генерации и объектов потребления с регулируемой нагрузкой в темпе реального времени
До ввода в действие соответствующих разделов на технологических Интернет сайтах СО в сроки, установленные Регламентом определения объемов, инициатив и стоимости отклонений, представляет в АТС данные об отклонениях по внешней инициативе фактических поставок электроэнергии объектов генерации и объектов потребления с регулируемой нагрузкой от объемов, заданных торговыми графиками.
Представление информации прочим субъектам оптового рынка и обществу до ввода в действие соответствующих разделов на технологических Интернет - сайтах СО не предусматривается,
Данные оперативных диспетчерских документов:
· оперативного диспетчерского журнала;
· оперативной ведомости;
· диспетчерских донесений,
могут быть предоставлены экспертам АТС.
После разработки специализированных разделов Интернет сайтов СО в соответствии с правами доступа к данным будет публиковать адресную информацию следующим субъектам оптового рынка:
· участникам оптового рынка;
· АТС;
· организации, осуществляющей управление единой национальной (общероссийской) электрической сетью;
· организациям, осуществляющим управление электрическими сетями, обеспечивающими присоединение электроустановок участников оптового рынка к единой национальной (общероссийской) электрической сети;
· обществу.
8.1. Информация, предоставляемая участникам оптового рынка
Участникам оптового рынка представляется следующая индивидуальная информация:
· зарегистрированная в оперативном диспетчерском журнале информация о событиях в ЕЭС России, явившихся причинами действий СО в отношении управления режимом и состоянием оборудования этого участника оптового рынка;
· зарегистрированные в оперативном диспетчерском журнале данные о действиях СО в отношении этого участника оптового рынка;
· зарегистрированные в оперативной ведомости подразделений СО:
§ уточненные диспетчерские графики параметров режима;
§ уточненные и содержащиеся в РДГ диспетчерские графики резервов активной мощности каждого вида;
§ графики параметров фактического режима;
§ графики фактических резервов активной мощности каждого вида;
· согласованные в оперативном порядке графики отклонения фактических поставок электроэнергии от значений, заданных в торговом графике, структурированные по группам:
§ отклонения по собственной инициативе участника оптового рынка
§ отклонения по внешней инициативе.
· информацию об управлении параметрами электрического режима и состояния оборудования в рамках оказания участниками оптового рынка дополнительных системных услуг.
8.2. Информация, предоставляемая сетевым организациям
Организациям, осуществляющим эксплуатацию электрических сетей, предоставляется информация:
о причинах действий СО, повлекших внеплановое управление параметрами электрических режимов и состояния оборудования в рамках оказания этими организациями дополнительных системных услуг;
о событиях в этих сетевых организациях, повлекших необходимость внепланового управления режимами и состоянием оборудования участников оптового рынка;
о случаях отказов или неполного исполнения оперативным персоналом на объектах сетевых организаций диспетчерских команд СО;
о прочих случаях непредоставления услуг сетевыми организациями.
8.3. Информация, предоставляемая АТС
Администратору торговой системы предоставляется:
· информация о причинах объявления критической или аварийной ситуации на территориях оперативного диспетчерского управления;
· полная информация, передаваемая в адрес всех субъектов оптового рынка.
8.4. Информация, предоставляемая обществу
Открытой публикации в соответствующем разделе Интернет сайта СО подлежат следующие данные:
· фактические графики суммарного потребления по территориям оперативного диспетчерского управления;
· фактические графики суммарной генерации по территориям оперативного диспетчерского управления;
· фактические графики частоты электрического тока в европейской части ЕЭС России;
· анализ крупных аварий в электроэнергетической системе.
[1] любая организация, имеющая на балансе или владеющая на иных основаниях электрическими сетями, использование которых необходимо для обеспечения недискриминационного доступа участника оптового рынка электроэнергии к национальной (общероссийской) электрической сети.
[2] До разработки и внедрения в АТС специализированного программного обеспечения определение объема и территориального распределения энергетических ресурсов контура первичного регулирования осуществляется по обоснованному мнению СО.
[3] В таблице должен быть предусмотрен отдельный раздел для размещения в нем данных об оборудовании, находящемся в холодном резерве.
[4] Мощность, размещенного на данном оборудовании первичного и вторичного резерва активной мощности в указанный диапазон не включается.
[5] Норматив на объем резерва устанавливается в отношении синхронно работающих территорий оперативного диспетчерского управления. Размещение резерва внутри таких территорий осуществляется в соответствии с заданиями подразделений СО, осуществляющими регулирование частоты на данных территориях.
