Регламент оперативного диспетчерского управления электроэнергетическим режимом объектов управления ЕЭС России (стр. 1 )

Приложение

к Договору о присоединении к торговой системе

оптового рынка

РЕГЛАМЕНТ
ОПЕРАТИВНОГО ДИСПЕТЧЕРСКОГО УПРАВЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИМ РЕЖИМОМ ОБЪЕКТОВ УПРАВЛЕНИЯ ЕЭС РОССИИ

утвержден 14 июля 2006 года (Протокол № 96 заседания Наблюдательного совета НП «АТС»),

с изменениями от 11 августа 2006 года (Протокол № 97 заседания Наблюдательного совета НП «АТС»),

с изменениями от 29 августа 2006 года (Протокол № 99 заседания Наблюдательного совета НП «АТС»),

с изменениями от 27 октября 2006 года (Протокол № 000 заседания Наблюдательного совета НП «АТС»)

ОГЛАВЛЕНИЕ

1. ПРЕДМЕТ ДЕЙСТВИЯ РЕГЛАМЕНТА.. 4

2. СФЕРА ДЕЙСТВИЯ РЕГЛАМЕНТА.. 4

3. ПОРЯДОК ФОРМИРОВАНИЯ ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫХ ПЛАНОВ БАЛАНСИРУЮЩЕГО РЫНКА ППБР 5

3.1. Подготовка исходных данных для расчета ППБР. 5

3.2. Процедуры формирования диспетчерских объемов и индикаторов балансирующего рынка по результатам расчета ППБР. 6

3.3. Процедуры формирования диспетчерского графика (ДГ) по результатам расчета ППБР. 6

3.3.1. Формирование резервов при расчете ППБР. 6

3.4. Доведение результатов расчета ДГ. 6

Диспетчерские графики, полученные СО в соответствии с разделом 3 настоящего Регламента, доводятся СО до объектов генерации и объектов потребления с регулируемой нагрузкой. 6

4. ПОРЯДОК ФОРМИРОВАНИЯ ПЛАНОВ БАЛАНСИРУЮЩЕГО РЫНКА В ТЕМПЕ, БЛИЗКОМ К РЕАЛЬНОМУ ВРЕМЕНИ.. 6

4.1. Подготовка исходных данных для расчета ПБР. 7

4.2. Порядок расчета ПБР. 7

4.3. Одобрение результатов расчета ПБР. 8

4.4. Формирование уточненного диспетчерского графика и команд диспетчерского управления по результатам расчета ПБР. 9

4.5. Порядок формирования диспетчерских объемов и индикаторов стоимости по результатам расчета ПБР 10

4.6. Доведение результатов расчета ПБР до дежурного персонала СО и Участников оптового рынка 10

4.7. Реализация расчета ПБР. 11

4.8. Формирование уточненного диспетчерского графика и команд диспетчерского управления по результатам учета оперативных взаимоскомпенсированных ценопринимающих заявок. 12

5. ПРИНЦИПЫ ОПЕРАТИВНОГО ДИСПЕТЧЕРСКОГО УПРАВЛЕНИЯ РЕЖИМАМИ РАБОТЫ ОБЪЕКТОВ ГЕНЕРАЦИИ И ОБЪЕКТОВ ПОТРЕБЛЕНИЯ С РЕГУЛИРУЕМОЙ НАГРУЗКОЙ ЕЭС РОССИИ В ТЕМПЕ РЕАЛЬНОГО ВРЕМЕНИ В НОРМАЛЬНОЙ СИТУАЦИИ.. 12

6. ДЕЙСТВИЯ СО И УЧАСТНИКОВ ОПТОВОГО РЫНКА ПО УПРАВЛЕНИЮ РЕЖИМАМИ РАБОТЫ ОБЪЕКТОВ ГЕНЕРАЦИИ И ОБЪЕКТОВ ПОТРЕБЛЕНИЯ С РЕГУЛИРУЕМОЙ НАГРУЗКОЙ ЕЭС РОССИИ В ТЕМПЕ РЕАЛЬНОГО ВРЕМЕНИ.. 13

6.1. Цель СО при управлении режимами в темпе реального времени. 13

6.2. Роль СО в процессе управления режимами в темпе реального времени. 13

6.3. Первичный контур управления режимами объектов генерации. 14

6.4. Вторичный контур управления режимами объектов генерации. 14

6.5. Третичный контур управления режимами объектов генерации и объектов потребления с регулируемой нагрузкой. 15

6.5.1. Специфика достижения целей управления режимами в промежутках времени между расчетами ПБР (в темпе реального времени) или при неисправности программного обеспечения расчета ПБР. 15

6.5.1.1. Таблицы для балансирования «вверх». 16

6.5.1.2. Таблицы для балансирования «вниз». 16

6.5.1.3. Использование таблиц для балансирования «вверх». 17

6.5.1.4. Использование таблиц для балансирования «вниз». 17

6.6. Подготовка объектов генерации и объектов потребления с регулируемой нагрузкой к участию в управлении режимами ЕЭС России, осуществляемом СО... 18

6.6.1. Действия СО по подготовке к работе оборудования объектов генерации и объектов потребления с регулируемой нагрузкой в темпе реального времени. 18

6.6.2. Действия участников оптового рынка по подготовке к работе основного и вспомогательного оборудования объектов генерации и объектов потребления с регулируемой нагрузкой, управляемые СО... 19

6.7. Подготовка параметров режима объектов генерации и объектов потребления с регулируемой нагрузкой для производства переключений в электрических сетях. 19

6.8. Принципы обеспечения надежности функционирования электрической системы в нормальной ситуации в реальном масштабе времени. 20

6.8.1. Принципы обеспечения надежности функционирования электрической системы в рамках работы вторичного контура управления. 20

6.8.2. Принципы обеспечения надежности функционирования электрической системы в рамках работы третичного контура управления. 21

6.8.3. Принципы обеспечения надежности функционирования электрической системы за счет управления режимами и резервами реактивной мощности субъектов оптового рынка. 22

7. ОРГАНИЗАЦИЯ ПРОИЗВОДСТВЕННОГО ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ ОПЕРАТИВНОГО ДИСПЕТЧЕРСКОГО ПЕРСОНАЛА СО, ОБЪЕКТОВ ГЕНЕРАЦИИ И ОБЪЕКТОВ ПОТРЕБЛЕНИЯ С РЕГУЛИРУЕМОЙ НАГРУЗКОЙ, В ПРОЦЕССЕ УПРАВЛЕНИЯ РЕЖИМАМИ В ТЕМПЕ РЕАЛЬНОГО ВРЕМЕНИ.. 22

7.1. Требования к структуре оперативной диспетчерской команды.. 23

7.2. Требования к структуре рапорта об исполнении оперативной диспетчерской команды.. 23

7.3. Требования к структуре оперативного уведомления о факте вынужденного изменения состояния оборудования и/или режима объекта управления. 23

7.4. Требования к структуре устного оперативного уведомления об изменении состояния оборудования и/или режима объекта управления нагрузкой под действием устройств автоматического управления. 24

7.5. Требования к структуре сообщения о случившемся нарушении допустимости режима оборудования 24

7.6. Требования к структуре предложений участника оптового рынка по изменению диспетчерского графика и/или состава генерирующего оборудования. 24

7.7. Требования к структуре протеста участника оптового рынка оперативному диспетчерскому персоналу СО 25

7.8. Требования к структуре отказа участника оптового рынка от исполнения диспетчерской команды и (или) УДГ 25

7.9. Организация документирования действий и результатов оперативного диспетчерского управления режимами 25

8. ПОРЯДОК ДЕЙСТВИЙ ПРИ ВОЗНИКНОВЕНИИ (УГРОЗЕ ВОЗНИКНОВЕНИЯ) АВАРИЙНЫХ СИТУАЦИЯХ, А ТАК ЖЕ ПРИ АВАРИЙНОМ ОГРАНИЧЕНИИ РЕЖИМА ПОТРЕБЛЕНИЯ В ЕЭС РОССИИ И НА ЕЕ ОТДЕЛЬНЫХ ТЕРРИТОРИЯХ.. 26

9. ПОРЯДОК ПРЕДОСТАВЛЕНИЯ ИНФОРМАЦИИ О ДЕЙСТВИЯХ И РЕЗУЛЬТАТАХ ОПЕРАТИВНОГО ДИСПЕТЧЕРСКОГО УПРАВЛЕНИЯ РЕЖИМАМИ ОБЪЕКТОВ ГЕНЕРАЦИИ И ОБЪЕКТОВ ПОТРЕБЛЕНИЯ С РЕГУЛИРУЕМОЙ НАГРУЗКОЙ В ТЕМПЕ РЕАЛЬНОГО ВРЕМЕНИ.. 27

9.1. Информация, предоставляемая участникам оптового рынка. 28

9.2. Информация, предоставляемая сетевым организациям.. 28

9.3. Информация, предоставляемая АТС.. 28

9.4. Информация, публикуемая на технологическом web - сайте Системного оператора. 28

1.  ПРЕДМЕТ ДЕЙСТВИЯ РЕГЛАМЕНТА

Настоящий Регламент определяет:

1)  порядок формирования предварительного плана балансирующего рынка (ППБР) на операционные сутки, осуществляемого СО в торговые сутки (Х-1) по результатам конкурентного отбора ценовых заявок в соответствии с Регламентом конкурентного отбора ценовых заявок на балансирование системы и определения почасовых диспетчерских объемов электроэнергии участников оптового рынка;

2)  порядок формирования планов балансирующего рынка (ПБР) на операционные сутки (Х) в темпе, близком к реальному времени, осуществляемого СО по результатам конкурентного отбора ценовых заявок в соответствии с Регламентом конкурентного отбора ценовых заявок на балансирование системы и определения почасовых диспетчерских объемов электроэнергии участников оптового рынка;

3)  принципы оперативного диспетчерского управления режимами объектов генерации и объектов потребления с регулируемой нагрузкой[1];

4)  действия, которые должен предпринимать СО для осуществления оперативного диспетчерского управления режимами объектов генерации и объектов потребления с регулируемой нагрузкой ЕЭС России в реальном времени, а именно:

а)  обеспечение баланса между фактическим производством и потреблением электроэнергии в реальном масштабе времени;

б)  подготовка объектов генерации[2] и объектов потребления с регулируемой нагрузкой, к участию в управлении режимами работы ЕЭС России;

в)  регулирование параметров режима объектов генерации и объектов потребления с регулируемой нагрузкой при производстве переключений в электрических сетях;

г)  обеспечение надежности функционирования и качества электроэнергии в ЕЭС России согласно нормативам и регламентам, установленным законодательством РФ;

5)  права и обязанности СО в аварийных ситуациях;

6)  порядок представления Системным оператором 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)  ФСК.

3.  ПОРЯДОК ФОРМИРОВАНИЯ ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫХ ПЛАНОВ БАЛАНСИРУЮЩЕГО РЫНКА ППБР

3.1.  Подготовка исходных данных для расчета ППБР

Исходной информацией для расчета ППБР является следующая информация:

1)  прогноз потребления, выполняемый СО в отношении территорий диспетчерского управления в соответствии с Методикой оперативного прогноза потребления, являющейся приложении № 1 к настоящему регламенту;

2)  прогноз экспортно-импортных поставок (перетоков с зарубежными иностранными государствами), выполняемый СО на основании оперативных данных, получаемых СО от организаций, выполняющих функции системных операторов зарубежных энергосистем;

3)  прогноз «постоянных»[3] графиков генерации, выполняемый СО на основании телеинформации, оперативных данных, поступающих по диспетчерским каналам, а также оперативных уведомлений, представляемых в СО участниками рынка в соответствии с п. 7.3 настоящего Регламента;

4)  прогноз нагрузки ГТП генерации ГЭС выполняемый СО на основании данных о располагаемых гидроресурсах;

5)  прогноз нагрузки ГТП генерации ТЭС, работающих по графику теплового потребления, и объектов генерации, соответствующих блок-станциям, при работе в условиях оптимизации режимов зависимого промышленного оборудования, выполняемый СО;

6)  прогноз нагрузки объектов генерации, дисквалифицированных СО[4] в соответствии с Методикой дисквалификации ГТП генерации и ГТП потребления с регулируемой нагрузкой (Приложение 2);