Регламент оперативного диспетчерского управления электроэнергетическим режимом объектов управления ЕЭС России (стр. 3 )

3.  Результаты расчета ПБР могут быть не ободрены по следующим причинам:

а)  автоматический контроль результатов выявил наличие недопустимых нарушений технологических ограничений;

б)  дежурный персонал СО при проведении визуального анализа выявил наличие отклонений контролируемых параметров электроэнергетического режима, полученных в ходе расчета ПБР, угрожающих надежному функционированию ЕЭС;

в)  зафиксированы нарушения в системе электронного взаимодействия с объектами управления, создающие угрозу недоставки УДГ на объекты управления;

г)  выявлены существенные изменения следующих условий, произошедшие с момента формирования параметров расчетной модели к моменту выполнения процедуры одобрения результатов ПБР:

-  потребление первой ценовой зоны (европейской части ЕЭС России и Урала) – более 2% или более 1500 МВт;

-  потребление любой из пяти ОЭС европейской части ЕЭС России и Урала – более 4% или более 600 МВт;

-  потребление второй ценовой зоны (синхронно работающая часть ОЭС Сибири) – более 4% или более 800 МВт;

-  изменение любого из экспортно-импортных сальдо перетоков на 500 и более МВт;

-  аварийное отключение одной и более ВЛ 330-750 кВ или АТ (АТГ) связи с высшим напряжением 500 и более кВ и средним напряжением 220 и более кВ, в случае, если такое отключение требует перераспределения активной мощности на 1000 МВт и более;

-  отключение/включение генераторов суммарной мощностью 1000 МВт и более;

д)  результаты расчета ПБР, в отношении каждого из объектов управления (за исключением постоянных графиков ГЭС) не содержат значимых для режима энергосистем (более 10 МВт) изменений активной мощности, относительно ранее принятого ПБР, либо отсутствуют значимые изменения системных условий, учтенные при актуализации расчетной модели. Изменения относятся к значимым, если относительно учтенных в ранее принятом ПБР (ППБР):

-  потребление в целом по первой ценовой зоны (европейской части ЕЭС России и Урала) изменилось более чем на 600 МВт;

-  потребление любой из пяти ОЭС европейской части ЕЭС России и Урала изменилось более чем на 200 МВт;

-  потребление второй ценовой зоны (синхронно работающая часть ОЭС Сибири) изменилось более чем 300 МВт;

-  суммарное сальдо экспортно-импортных перетоков изменилось на 400 МВт и более;

-  учтено отключение сетевого элемента, требующее перераспределения активной мощности на величину 200 МВт и более;

-  учтено изменение состава и/или параметров генерирующего оборудования на величину 350 МВт и более;

3.  В случае одобрения (акцепта) результатов расчета рассчитанным значениям присваивается статус ПБР. В случае одобрения результатов расчета и присвоения его результатам статуса ПБР СО должен сформировать и довести УДГ до объектов управления.

4.4.  Формирование уточненного диспетчерского графика и команд диспетчерского управления по результатам расчета ПБР

·  ПБР формируется для целей:

·  формирования регулярных ОДР, направляемых на объекты управления[5] Участников оптового рынка, в отношении ГТП в целом либо по каждой из режимных генерирующих (потребляющих) единиц, входящих в ГТП,

·  формирования команд по ГОУ соответствующего уровня диспетчерского управления. При этом, ПБР формируется следующим образом:

-  если результаты очередного расчета ПБР одобрены дежурным персоналом ЦДУ, значения мощности в ГТП участников, полученные в ходе расчета этого ПБР, приходящиеся на окончания диспетчерских интервалов, доводятся до объектов управления как уточненный диспетчерский график;

-  если результаты очередного расчета ПБР не одобрены дежурным персоналом ЦДУ, точками уточненного диспетчерского графика являются значения мощности, полученные в ходе предыдущего одобренного расчета ПБР (ППБР) или заданные предыдущей командой диспетчера.

1.  По точкам ПБР формируются значения мощности регулярной ОДР в отношении всех объектов генерации и объектов управления, относящихся к ГТП потребления с регулируемой нагрузкой, ценовые заявки которых учитывались в конкурентном отборе. Значения мощностей в уточненном диспетчерском графике и в регулярной ОДР равны.

2.  При расчете ПБР значения мощности уточненного диспетчерского графика в отношении фактически прошедших часов не изменяются за исключением тех ГТП генерации и объектов управления, относящихся к ГТП потребления с регулируемой нагрузкой, по которым в ходе реализации диспетчерского управления в реальном времени были отданы внеплановые КДУ на несение измененной мощности. В отношении указанных ГТП значения мощности в диспетчерском графике могут быть приравнены значениям, указанным в диспетчерских командах.

3.  Первые 2 (два) значения почасовых диспетчерских объемов, выданных в регулярных ОДР, и индикаторов стоимости, соответствующих этим диспетчерским объемам, используются для определения цен на балансирование «вверх» и цен на балансирование «вниз» и формирования ставок для расчетных показателей стоимости. Остальные передаваемые значения диспетчерских объемов и индикаторов стоимости могут быть изменены при проведении последующих расчетов ПБР.

4.5.  Порядок формирования диспетчерских объемов и индикаторов стоимости по результатам расчета ПБР

Порядок формирования диспетчерских объемов и индикаторов стоимости по результатам расчета ПБР определяется Регламентом конкурентного отбора ценовых заявок на балансирование системы и определения почасовых диспетчерских объемов электроэнергии Участников оптового рынка.

4.6.  Доведение результатов расчета ПБР до дежурного персонала СО и Участников оптового рынка

1.  Результаты расчета ПБР доводятся до дежурного персонала СО (ЦДУ, ОДУ и РДУ) и объектов управления Участников оптового рынка специализированными средствами программного обеспечения, средствами диспетчерской связи и публикуются на web – сайте СО на 6 часов вперед.

2.  При доведении результатов расчета ПБР средствами специализированного программного обеспечения СО передаче в РДУ и ОДУ подлежат:

а)  УДГ значений активной мощности ГТП генерации и ГТП потребления с регулируемой нагрузкой, рассчитанных на окончания диспетчерских интервалов; которые доводятся в отношении РГЕ и РПЕ;

б)  регулярные ОДР по РГЕ и РПЕ;

в)  почасовые диспетчерские объемы электроэнергии;

г)  индикаторы стоимости.

3.  Результаты расчета ПБР, передаваемые с использованием средств диспетчерской связи, могут доводиться по групповым объектам управления с распределением по объектам управления, осуществляемым с учетом ранжированных таблиц, при этом передаче на нижестоящий уровень управления подлежат:

УДГ значений активной мощности по ГОУ, рассчитанных на окончания диспетчерских интервалов; которые доводятся в отношении ГОУ.

4.  Передаче на объекты управления участников рынка средствами специализированного программного обеспечения подлежат:

а)  регулярные ОДР по ГТП и/или РГЕ и РПЕ;

б)  почасовые диспетчерские объемы электроэнергии;.

5.  Публикации на web-сайте сектора отклонений СО подлежат:

а) регулярные ОДР;

б)почасовые диспетчерские объемы электроэнергии;

в) индикаторы стоимости

4.7.  Реализация расчета ПБР

1)  Факт одобрения результатов и присвоения результатам расчетов статуса ПБР, регистрируется дежурным персоналом СО в ПО балансирующего рынка СО и инициирует сигнал для формирования и адресной рассылки уточненных диспетчерских графиков, регулярных ОДР, почасовых диспетчерских объемов и индикаторов стоимости в отношении всех объектов генерации и потребления с регулируемой нагрузкой в ОДУ, а также в РДУ и на объекты управления участников рынка, получающих регулярные ОДР.

2)  Факт отправления результатов расчета ПБР в ОДУ, а также в РДУ и на объекты управления участников рынка регистрируется ПО балансирующего рынка.

3)  Факты поступления данных, открытия данных на принимающем клиентском терминале ОДУ, РДУ и объектах управления участников, регистрируются ПО, которое передает соответствующие квитанции на сервер СО.

4)  По факту получения результатов расчета ПБР ОДУ, РДУ и объекты управления участников рынка обязаны ознакомиться с полученными данными в течение установленного времени T[6] и сформировать средствами специализированного ПО сообщения о принятии полученных данных к исполнению.

5)  Отсутствие сообщения о принятии к исполнению регулярных ОДР от объектов управления участников рынка является основанием для технической дисквалификации ГТП участников рынка по указанным объектам. В этом случае ЦДУ, ОДУ и РДУ отдают диспетчерские команды на объекты управления голосовым способом.

6)  СО имеет право ввести режим обязательного голосового подтверждения регулярных ОДР и почасовых диспетчерских объемов, в течение действия которого указанная информация является директивной и обязывающей к исполнению только после получения подтверждения с использованием голосовых каналов связи.

4.8.  Формирование уточненного диспетчерского графика и команд диспетчерского управления по результатам учета оперативных взаимоскомпенсированных ценопринимающих заявок

В целях отработки механизмов одновременного учета при управлении электроэнергетическими режимами взаимоскомпенсированных оперативных ценопринимающих заявок и оперативных ценопримающих заявок, подаваемых в соответствии с п.7 Регламента подачи участниками оптового рынка электроэнергии ценовых заявок для участия в конкурентном отборе рынка на сутки вперед и сектора отклонений СО вправе выбрать не более четырех участников оптового рынка (по согласованию с ними) для совместного тестирования указанных технологий.

Оперативные взаимоскомпенсированные ценопринимающие заявки могут быть поданы указанными участниками рынка в отношении ГТП генерации тепловых станций, находящихся в управлении одного РДУ, для синхронного взаимозамещения генерации между данными ГТП. Системный оператор учитывает заявки, если указанное изменение режима генерации не влияет на режимы работы ГТП генерации других участников оптового рынка и не приводит к изменению перетоков по контролируемым сечениям. Срок рассмотрения системным оператором для такого вида заявок устанавливается по результатам тестирования, но не более 45 минут. Команды на синхронное взаимозамещение могут доводиться СО как в составе с регулярных ОДР, так и в виде оперативных диспетчерских команд дежурного персонала СО. Ставки, применяемые для расчета стоимости соответствующих отклонений, определяются в соответствии с п. п. 4.3.1.2 и 4.3.3.2. Регламента определения объемов, инициатив и стоимости отклонений.