Приложение

к Договору о присоединении к торговой системе

оптового рынка

 

 

РЕГЛАМЕНТ
ОПРЕДЕЛЕНИЯ  ГОТОВНОСТИ ГЕНЕРИРУЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ УЧАСТНИКОВ ОПТОВОГО РЫНКА

К ВЫРАБОТКЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

 

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 15 сентября 2006 года (Протокол № 000 заседания Наблюдательного совета НП «АТС»),

с изменениями от 29 сентября 2006 года (Протокол № 000 заседания Наблюдательного совета НП «АТС»),

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

с изменениями от 24 ноября 2006 года (Протокол № 000 заседания Наблюдательного совета НП «АТС»),

с изменениями от 8 декабря 2006 года (Протокол № 000 заседания Наблюдательного совета НП «АТС»),

с изменениями от 20 января 2007 года (Протокол № 1/2007 заседания Наблюдательного совета НП «АТС»)


 

ОГЛАВЛЕНИЕ

1. ПРЕДМЕТ И СФЕРА ДЕЙСТВИЯ РЕГЛАМЕНТА. 4

1.1. Предмет. 4

1.2. Сфера действия. 4

2. ТРЕБОВАНИЯ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГОТОВНОСТЬ ГЕНЕРИРУЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ УЧАСТНИКОВ ОРЭ. 4

2.1. Участие в общем первичном регулировании частоты электрического тока (ОПРЧ). 4

2.2. Предоставление диапазона регулирования реактивной мощности. 4

2.3. Участие ГЭС во вторичном регулировании частоты и перетоков активной электрической мощности. 4

НЕ нашли? Не то? Что вы ищете?

2.4. Способность генерирующего оборудования участников ОРЭ к выработке электроэнергии в соответствии с заданным Системным оператором режимом работы (далее способность к выработке электроэнергии) и участию в регулировании активной мощности. 4

3. ПОРЯДОК ОПРЕДЕЛЕНИЯ ГОТОВНОСТИ ГЕНЕРИРУЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ. 4

3.1. Участие в общем первичном регулировании частоты электрического тока. 5

3.2. Порядок предоставления диапазона регулирования реактивной мощности. 8

3.3. Порядок участия ГЭС во вторичном регулировании частоты электрического тока и перетоков активной электрической мощности. 10

3.4. Порядок определения способности к выработке электроэнергии. 13

4. ИНФОРМАЦИОННЫЙ ОБМЕН МЕЖДУ СО, АТС И УЧАСТНИКАМИ ОРЭ ДАННЫМИ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИМИ ГОТОВНОСТЬ ГЕНЕРИРУЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ УЧАСТНИКОВ ОРЭ. 18

4.1. Процедура и формат информационного обмена между СО и АТС данными, определяющими готовность генерирующего оборудования участников ОРЭ. 18

4.2. Порядок и содержание отчетной информации, публикуемой на сайте АТС. 19

5. ПОРЯДОК РАСЧЕТА КОЭФФИЦИЕНТОВ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИХ ГОТОВНОСТЬ ГЕНЕРИРУЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ. 19

5.1. Порядок расчета коэффициента, определяющего участие в общем первичном регулировании частоты электрического тока. 19

5.2. Порядок расчета коэффициента, определяющего предоставление диапазона регулирования реактивной мощности. 19

5.3. Порядок расчета коэффициента, определяющего участие участника ОРЭ во вторичном регулировании частоты электрического тока и перетоков активной электрической мощности. 20

5.4. Порядок расчета коэффициента, определяющего способность к выработке электроэнергии. 20

5.5. Порядок расчета коэффициента, определяющего готовность генерирующего оборудования участника ОРЭ. 21

6. ОСОБЕННОСТИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ГОТОВНОСТИ ГЕНЕРИРУЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ ОТДЕЛЬНЫХ ТИПОВ УЧАСТНИКОВ ОРЭ. 21

6.1. Порядок определения готовности генерирующего оборудования в отношении генерации, принятой в опытно-промышленную эксплуатацию. 21

6.2. Порядок определения готовности генерирующего оборудования для генерирующего оборудования во время ввода (вывода) из ремонта (в ремонт). 22


 

1. ПРЕДМЕТ И СФЕРА ДЕЙСТВИЯ РЕГЛАМЕНТА

1.1.         Предмет.

Настоящий регламент определяет:

·         порядок взаимоотношений участников ОРЭ в сфере торговли мощностью на ОРЭ переходного периода в части определения готовности их генерирующего оборудования к выработке электрической энергии;

·         порядок сбора, обработки и формирования информации о фактическом выполнении требований, определяющих готовность генерирующего оборудования участников ОРЭ к выработке электрической энергии;

·         требования по предоставлению данных определяющих готовность генерирующего оборудования участников ОРЭ к выработке электрической энергии;

·         порядок расчета коэффициентов, определяющих готовность генерирующего оборудования участников ОРЭ к выработке электрической энергии, с целью проведения финансовых расчетов.

1.2.         Сфера действия.

Положения данного регламента распространяются на всех участников ОРЭ, СО и АТС.

Организация процесса определения готовности генерирующего оборудования участников ОРЭ к выработке электрической энергии (далее готовность генерирующего оборудования) регулируется Правилами оптового рынка переходного периода, договором о присоединении к торговой системе и прилагаемыми к нему регламентами оптового рынка, а также Техническими требованиями к генерирующему оборудованию участников ОРЭ и Порядком установления соответствия генерирующего оборудования участников ОРЭ техническим требованиям.

 

2.       ТРЕБОВАНИЯ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГОТОВНОСТЬ ГЕНЕРИРУЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ УЧАСТНИКОВ ОРЭ

2.1.         Участие в общем первичном регулировании частоты электрического тока (ОПРЧ).

2.2.        Предоставление диапазона регулирования реактивной мощности.

2.3.        Участие ГЭС во вторичном регулировании частоты и перетоков активной электрической мощности.

2.4.        Способность генерирующего оборудования участников ОРЭ к выработке электроэнергии в соответствии с заданным Системным оператором режимом работы (далее способность к выработке электроэнергии) и участию в регулировании активной мощности.

 

3.       ПОРЯДОК ОПРЕДЕЛЕНИЯ ГОТОВНОСТИ ГЕНЕРИРУЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ

Участники ОРЭ обязаны предоставлять СО актуальные данные по генерирующему оборудованию.

В случае изменения информации о параметрах генерирующего оборудования, участники ОРЭ обязаны в течение 3 (трех) рабочих дней направить СО соответствующее уведомление, с приложением обосновывающих документов.

В случае полного либо частичного непредставления участником ОРЭ данных по генерирующему оборудованию, СО при формировании информации о фактическом выполнении требований, определяющих готовность генерирующего оборудования участников ОРЭ к выработке электрической энергии должен использовать имеющуюся в его распоряжении информацию.

3.1.         Участие в общем первичном регулировании частоты электрического тока.

3.1.1.    Технические требования к генерирующему оборудованию участников ОРЭ, в части общего первичного регулирования частоты электрического тока.

3.1.1.1.        Общее первичное регулирование частоты (ОПРЧ) должно осуществляться всеми электростанциями путем изменения мощности под воздействием автоматических регуляторов частоты вращения роторов турбоагрегатов и производительности котлов, реакторов АЭС и т.п.

Технические характеристики генерирующего оборудования ТЭС и ГЭС (статизм регулирования (степень неравномерности), зона (степень) нечувствительности по частоте), а также технические условия участия генерирующего оборудования ТЭС и ГЭС в ОПРЧ должны соответствовать требованиям правил технической эксплуатации ПТЭ.

Технические характеристики и технические условия участия генерирующего оборудования АЭС в ОПРЧ должны быть согласованы с СО и указаны в действующих нормативных документах по эксплуатации АЭС.

Технические требования к оборудованию участника ОРЭ определяются в соответствии с Техническими требованиями к генерирующему оборудованию участников ОРЭ (далее – Технические требования) и Порядком установления соответствия генерирующего оборудования участников ОРЭ техническим требованиям (далее - Порядком установления соответствия),, утвержденными СО. Указанные Технические требования и Порядок установления соответствия должны учитывать возможность согласованного с СО временного неучастия поставщика в ОПРЧ в связи с проведением регламентных (профилактических), ремонтно-наладочных работ на оборудовании, обеспечивающем участие электростанции (энергоблока, очереди) в ОПРЧ, а также содержать:

- порядок проверки готовности электростанций к ОПРЧ;

- технические условия обеспечения мониторинга участия электростанций в ОПРЧ, в т. ч. обязательные технические требования к устройствам регистрации и передачи данных на объектах генерации и сетевом оборудовании и критерии оценки качества участия электростанций в ОПРЧ.

3.1.1.2.        Технические требования и Порядок установления соответствия размещаются в открытом доступе на сайте СО.

3.1.2.   Порядок установления соответствия техническим требованиям, в части общего первичного регулирования частоты электрического тока.

3.1.2.1.        В соответствии Техническими требованиями,, СО по каждому участнику ОРЭ регистрирует:

- Тип участия в ОПРЧ генерирующего оборудования:

- Тип участия в ОПРЧ генерирующего оборудования:

- генерирующее оборудование, не готовое к участию в ОПРЧ, в случае если участник заявил о неготовности к участию в ОПРЧ данного генерирующего оборудования и предоставил подтверждающие документы (паспортные данные, проектная документация, технические обоснования, результаты испытаний, уведомления заводов изготовителей, заключения специализированных организаций и т.д.), а также по генерирующему оборудованию, имевшего тип «готов к участию в ОПРЧ», для которого за период актуальности указанного типа 3 раза было зарегистрировано неучастие (участие, не удовлетворяющее Техническим требованиям) в ОПРЧ, до момента подтверждения готовности участия оборудования в ОПРЧ;

- генерирующее оборудование, готовое к участию в ОПРЧ, в отношении генерирующего оборудования для которого не зарегистрирован тип генерирующее оборудование, не готовое к участию в ОПРЧ или генерирующее оборудование, не имеющее подтвержденной технической возможности участия в ОПРЧ;

- генерирующее оборудование, не имеющее технической возможности участия в ОПРЧ, Отсутствие технической возможности должно быть подтверждено уполномоченной СО организацией и зарегистрировано СО. Невозможность участия в ОПРЧ может быть зарегистрирована СО в следующих случаях:

а) для турбин типа «Р» и «ПР»;

б) в период прохождения осенне-зимнего отопительного сезона – для всех турбоагрегатов ТЭЦ типов «ПТР», «ПТ» и «Т», работающих в теплофикационном режиме и не имеющих технической возможности участия в ОПРЧ. В случае если неучастие ТЭЦ (отдельных очередей, блоков) в ОПРЧ оформлено оперативной заявкой в соответствующий диспетчерский центр СО, с указанием периода неучастия;

в) для электростанций, оформивших в установленном порядке Акты временных отступлений от ПТЭ и утвердившие планы мероприятий (сетевые графики) по обеспечению участия генерирующего оборудования в ОПРЧ в течение всего согласованного срока выполнения таких мероприятий. Указанные акты должны быть представлены в СО и НП «АТС»;

г) для оборудования, не имеющего возможности участия в ОПРЧ по причине проектных технологических особенностей режимов работы такого оборудования, при условии представления подтверждающих документов (паспортные данные, проектная документация, технические обоснования, результаты испытаний, уведомления заводов изготовителей, заключения специализированных организаций и т.д.).

3.1.2.2. В соответствии с Техническими требованиями и Порядком установления соответствия СО осуществляет регистрацию факта участия в ОПРЧ на основании:

- данных систем мониторинга, при выполнении технических условий обеспечения мониторинга участия электростанций (энергоблоков, очередей) в ОПРЧ, а при невыполнении технических условий по имеющимся в распоряжении СО данным, в соответствии с установленными критериями и формирует данные о фактах участия/не участия (участия, не соответствующего утвержденным требованиям) объектов генерации в общем первичном регулировании частоты;

- расследования случаев значимого изменения частоты электрического тока (превышающих ±0,2 Гц);

- результатов выборочных проверок готовности электростанций к участию в ОПРЧ осуществляемых путем проведения испытаний, в т.ч. с привлечением специализированных организаций.

3.1.2.3. СО формирует данные о фактическом участии в ОПРЧ:

По результатам проведения испытаний или значимого изменения частоты электрического тока СО в отношении генерирующего оборудования, имеющего тип генерирующее оборудование, готовое к участию в ОПРЧ регистрирует признак фактического участия генерирующего оборудования в ОПРЧ. Если зарегистрирован 1 и более фактов неучастия в ОПРЧ за месяц, значение признака устанавливается равным нулю.

Для оборудования, имеющего тип генерирующее оборудование, готовое к участию в ОПРЧ СО регистрирует суммарную установленную мощность оборудования для которого зарегистрирован признак участия в ОПРЧ равный нулю.

По окончании месяца СО формирует по каждой ГТП генерации Участника следующие данные:

суммарное значение мощности , имеющего тип генерирующее оборудование, готовое к участию в ОПРЧ в отношении которой зарегистрирован признак готовности к участию в ОПРЧ равный нулю,

- суммарное значение мощности , соответствующее оборудованию, зарегистрированному с типом генерирующее оборудование не готовое к участию в ОПРЧ;

3.1.2.4. Порядок проведения проверок готовности генерирующего оборудования к участию в ОПРЧ размещаются в открытом доступе на сайте СО.

3.1.3.   Требования по предоставлению СО в АТС данных по участию / не участию участников ОРЭ в ОПРЧ

3.1.3.1.    СО передает АТС по каждой ГТП перечень информации, указанный в пункте 3.1.2.3., в течении 4 рабочих дней месяца следующего за расчетным, но не позже 7 календарного дня.

3.1.3.2.    После получения от СО информации, указанной в разделе 3.1.3.1.настоящего регламента, АТС до 12 (двенадцатого) календарного дня месяца следующего за расчетным формирует и актуализирует Перечень участников ОРЭ по их участию / не участию в ОПРЧ в расчетном месяце.

 

3.2.        Порядок предоставления диапазона регулирования реактивной мощности.

3.2.1.   Технические требования к генерирующему оборудованию участников ОРЭ, в части предоставления реактивной мощности.

3.2.1.1. Допустимый диапазон регулирования реактивной мощности генерирующего оборудования каждого участника ОРЭ определяется в соответствии с Техническими требованиями и Порядком установления соответствия, при этом допустимый диапазон регулирования реактивной мощности генерирующего оборудования АЭС должен определяться с учетом с действующей проектной документацией АЭС и регламентов безопасной эксплуатации АЭС.

3.2.1.2. До 01.06.2006 участники ОРЭ должны предоставить СО актуальные по состоянию на 01.01.2006 паспортные данные по допустимому диапазону работы генерирующего оборудования по реактивной мощности, включая результаты последних тепловых испытаний и данные о настройке ограничителей минимального возбуждения и автоматики разгрузки при перегрузке ротора током возбуждения, дополнительно корректирующие диапазон регулирования реактивной мощности. В случае полного/частичного непредставления указанной информации, СО имеет право использовать имеющуюся в его распоряжении информацию.

3.2.1.3.В случае заявленного Участником рынка сокращения диапазона регулирования реактивной мощности после 01.01.2006, выявленного по результатам испытаний, СО регистрирует показатель снижения диапазона регулирования реактивной мощности генерирующего оборудования s участника  как отношение актуальной величины регулировочного диапазона, к первоначальной величине, актуальной на 01.01.2006.

(1)
где - актуальное значение средневзвешенного за расчетный период диапазона регулирования реактивной мощности;

- значение диапазона регулирования на 01.01.2006

Показатель снижения диапазона регулирования реактивной мощности по соответствующей ГТП при этом рассчитывается как:

(2)

3.2.2.   Порядок установления соответствия техническим требованиям, в части предоставления реактивной мощности.

3.2.2.1. СО, в соответствии с Техническими требованиями и Порядком установления соответствия:

·         формирует данные об отданных командах на изменение режима работы генерирующего оборудования участников ОРЭ по реактивной мощности и фактах их неисполнения по каждой ГТП генерации, регистрируемых по имеющимся в распоряжении СО данным (телеметрическая информация и др.)

·         на основании данных об изменении допустимого диапазона работы генерирующего оборудования по реактивной мощности определяет показатель снижения диапазона регулирования реактивной мощности в расчетном месяце m по каждой ГТП генерации () (для ГТП участника ОРЭ, в отношении которой отсутствуют требования СО в части предоставления реактивной мощности,  принимается равным 1);

·         в случае если в отношении ГТП участника ОРЭ отсутствуют требования в части предоставления реактивной мощности или если участник снизил допустимый диапазон регулирования реактивной мощности в ГТП до нуля, то число отданных команд на изменение режима работы генерирующего оборудования по реактивной мощности в данной ГТП участника, а также число исполненных им команд, принимается равным нулю.

3.2.3.   Требования по передаче данных по предоставлению участником ОРЭ диапазона регулирования реактивной мощности.

3.2.3.1. Участники ОРЭ в течение 3 (трех) рабочих дней после изменения информации о допустимом диапазоне работы генерирующего оборудования участника по реактивной мощности передают СО измененные данные по генерирующему оборудованию участника ОРЭ о допустимом диапазоне работы генерирующего оборудования по реактивной мощности с приложением обосновывающих материалов.

3.2.3.2. В течении 4 рабочих дней месяца следующего за расчетным, но не позже 7 календарного дня , СО передает в АТС по каждой ГТП генерации поставщика ОРЭ - Nj – количество команд на предоставление диапазона реактивной мощности, отданных за месяц поставщику по j-той ГТП поставщика, nj – количество команд на предоставление диапазона реактивной мощности, неисполненных за месяц поставщиком по j-той ГТП поставщика, определенных Системным Оператором в соответствии с Порядком выдачи и фиксации исполнения/неисполнения команд и значение показателя снижения диапазона регулирования реактивной мощности .

3.3.        Порядок участия ГЭС во вторичном регулировании частоты электрического тока и перетоков активной электрической мощности.

3.3.1.   Технические требования к генерирующему оборудованию участников ОРЭ, в части вторичного регулирования частоты электрического тока и перетоков активной электрической мощности для ГЭС (ГАЭС)

В соответствии с правилами оптового рынка участники ОРЭ, имеющие в собственности гидрогенерирующее оборудование по каждой ГТП генерации ГЭС, ГАЭС (далее ГЭС) обязаны предоставить указанное оборудование для участия во вторичном регулировании частоты электрического тока и перетоков активной электрической мощности (далее – вторичное регулирование), а ГЭС с установленной мощностью выше 100 МВт кроме того, должны иметь возможность участвовать в автоматическом вторичном регулировании.

3.3.1.2. Технические требования по участию во вторичном регулировании частоты электрического тока и перетоков активной электрической мощности гидрогенерирующего оборудования определяются с Техническими требованиями и Порядком установления соответствия ,. утверждаемыми СО. Указанные Технические требования и Порядок установления соответствия должны содержать:

- Технические условия обеспечения мониторинга участия электростанций в оперативном и автоматическом вторичном регулировании (в том числе обязательные технические требования к устройствам регистрации и передачи данных на объектах генерации и сетевом оборудовании), критерии оценки качества участия электростанций во вторичном регулировании и порядок регистрации фактов неучастия;

- Указание на то, что в случае введения СО ограничения по режиму водопользования участие ГЭС во вторичном регулировании не регистрируется, контроль участия во вторичном регулировании не производится;

- Указание на то, что контроль участия в автоматическом вторичном регулировании частоты гидрогенерирующего оборудования не производится в согласованный с СО период проведения ремонтно-наладочных работ устройств автоматического вторичного регулирования. При этом в указанный период осуществляется контроль неавтоматического (оперативного) вторичного регулирования.

- Указание на то, что контроль участия в автоматическом вторичном регулировании с установленной мощностью 100 и более МВт в случае согласованного с СО и заявленного в НП «АТС» периода установки системы автоматического вторичного регулирования осуществляется с даты его окончания, но не позднее:

- для ГЭС установленной мощностью 400 и более МВт - 01.12.2007, за исключением ГЭС, расположенных на территории ОЭС Средней Волги и ОЭС Юга,

- для ГЭС установленной мощностью более 100 МВт и менее 400 МВт - 01.12.2008, за исключением ГЭС, расположенных на территориях ОЭС Центра и ОЭС Юга;

- для ГЭС установленной мощностью 400 и более МВт, расположенных на территории ОЭС Средней Волги и ОЭС Юга и ГЭС, установленной мощностью более 100 МВт и менее 400 МВт, расположенных на территориях ОЭС Центра и ОЭС Юга 01.12.2010.

3.3.2.   Порядок установления соответствия техническим требованиям, в части вторичного регулирования частоты электрического тока и перетоков активной электрической мощности для ГЭС.

3.3.2.1.    Для каждой ГТП генерации ГЭС в соответствии Регламентом актуализации расчетной модели (Приложение к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка) определяется регулировочный диапазон, в пределах которого возможно изменение нагрузки ГЭС по командам из диспетчерского центра СО, с учетом количества готовых к пуску/останову гидроагрегатов, складывающейся гидрологической обстановки, обеспечения требуемой выработки электроэнергии, требуемого уровня водохранилищ и т.д.

Регистрация участия во вторичном регулировании (в т.ч. автоматическом) осуществляется СО на основании выполнения команд.

3.3.2.2. Не позднее чем за 6 часов до часа N фактической поставки участник ОРЭ имеет право заявить СО о кратковременной неготовности ГЭС к участию во вторичном регулировании начиная с часа N с указанием продолжительности и причины неучастия (ремонт, замена оборудования, ограничения по режиму водопользования и т.д.). В случае, если указанная заявка согласована СО, в течение соответствующего периода контроль участия во вторичном регулировании не производиться. В остальное время СО контролирует участие на основании:

§                данных телеметрии о фактическом выполнении оперативных и автоматических команд на внеплановое изменение нагрузки электростанций вторичного регулирования, включая время набора/сброса и фактический диапазон изменения нагрузки, а при отсутствии данных телеметрии по данным, имеющимся в распоряжении СО;

§                регистрации фактов неработоспособности систем автоматического вторичного регулирования на ГЭС, задействованных по требованию СО в автоматическом вторичном регулировании;

§                регистрации фактов и продолжительности выходов на ограничения по мощности в пределах заявленного регулировочного диапазона при автоматическом вторичном регулировании;

§                регистрации фактов нарушения работоспособности технологических систем обмена информацией с автоматизированной системой Системного оператора, каналообразующей аппаратуры систем АРЧМ.

Для оценки качества вторичного регулирования СО контролирует своевременность исполнения:

§                команд системы автоматического регулирования частоты (АРЧМ);

§                диспетчерских команд по управлению нагрузкой электростанций вторичного регулирования.

Оценка своевременности и полноты исполнения команд системы автоматического регулирования производится с использованием централизованных систем АРЧМ, в т.ч путем сопоставления направления и скорости регулирования мощности ГЭС со знаком и значением команд телеуправления на внеплановое изменение мощности ГЭС.

Оценка своевременности и полноты исполнения диспетчерских команд производится СО на основе мониторинга режима, с использованием данных оперативно-информационных комплексов (ОИК) СО.

3.3.2.2.    По данным участия участника ОРЭ во вторичном регулировании СО в соответствии с Техническими требованиями и Порядком установления соответствия определяет показатель фактического участия каждой ГТП ГЭС в неавтоматическом вторичном регулировании в расчетном месяце – m () как отношение исполненных команд к их общему числу за месяц и автоматическом вторичном регулировании в расчетном месяце – m () как отношение периодов удовлетворительного участия в автоматическом вторичном регулировании к заданному периоду участия, при этом если система автоматического регулирования объединяет оборудование нескольких ГТП одной ГЭС, то рассчитанный для ГЭС в целом показатель фактического участия регистрируется для всех вышеуказанных ГТП.

3.3.2.3.    В случае, если в расчетном периоде (месяце) ГЭС к участию автоматическом вторичном регулировании не привлекалась, значение показателя устанавливается равным 1,00.

3.3.2.4.    В случае, если в расчетном периоде (месяце) ГЭС к участию в неавтоматическом вторичном регулирования не привлекалась, значение показателя устанавливается равным 1,00.

В случае,

В периоды введенных ограничений по режиму водопользования, не позволяющих использовать оборудование во вторичном регулировании контроль участия во вторичном регулировании не осуществляется, .

Для иных типов электростанций (не ГЭС) коэффициенты (и ) принимаются равными 1 .

 

3.3.3.   Требования по предоставлению данных по фактическому участию / не участию ГЭС во вторичном регулировании

3.3.3.1.    В течении 4 рабочих дней месяца следующего за расчетным, но не позже 7 календарного дня СО передает в АТС по каждой ГТП генерации ГЭС значение показателей фактического участия в неавтоматическом вторичном регулировании в расчетном месяце m  и фактического участия в автоматическом вторичном регулировании .

 

3.4.        Порядок определения способности к выработке электроэнергии.

3.4.1.    СО определяет плановую располагаемую мощность, с учетом плановых, согласованных с СО ограничений , по каждой ГТП участника на каждый час расчетных суток в соответствии с Техническими требованиями и Порядком установления соответствия утвержденными СО и размещаемыми на сайте СО.

3.4.2.    Участник ОРЭ передает в АТС не позднее 7 (семи) дней до начала отчетного года (начиная с 01.01.2007), согласованную с СО, плановую продолжительность ремонтов с указанием периода и объема ремонтов.

3.4.3.    Процесс согласования ремонтов осуществляется при планировании режимов, в том числе долгосрочном. Участник ОРЭ в соответствии с порядком установленным СО, может подать СО заявку на вывод в ремонт / из ремонта оборудования. СО определяет почасовые значения максимальной мощности на основании данных о ремонтах в соответствии с оперативными заявками поданными СО субъектом ОРЭ не позднее 16 часов 30 минут местного времени, суток, предшествующих торговым (для второй неценовой зоны до 10 часов местного времени суток, предшествующих операционным)  по каждой ГТП участника ОРЭ и на каждый час суток определяет Δ1,h – величину ремонтного снижения мощности:

(3)
СО передает значение и Δ1,h по каждой ГТП в АТС не позже трех рабочих дней месяца следующего за расчетным. АТС для каждого часа суток регистрирует Δ1,h , на основании, переданных СО данных, и определяет суммарный объем ремонтов участника в текущем году. До 01.01.2007 АТС ставит в соответствие величине Δ1 коэффициент R1=1. Начиная с 01.01.2007, в случае не превышения суммарного объема ремонтов над плановым объемом ремонтов, при определении готовности оборудования используется коэффициент R1=1. Если, начиная с некоторого часа текущего месяца суммарный объем ремонтов согласованных СО в текущем году по ГТП участника начинает превышать плановый объем ремонтов, АТС в отношении данной ГТП на величину превышения в текущем месяце присваивает коэффициент R1, установленный ФСТ.

3.4.4.    Участник ОРЭ должен уведомить СО в соответствии с Регламентом подачи уведомлений Участниками оптового рынка (Приложение к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка) о составе и параметрах генерирующего оборудования не позднее 16 часов 30 минут местного времени в сутки, предшествующие торговым суткам территориальное (-ые) подразделение (-я) СО, на территории которого находятся ГТП генерации. Порядок подачи уведомления о составе и параметрах генерирующего оборудования определяется Регламентом актуализации расчетной модели (Приложение к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).

СО проверяет соответствие заявляемых в уведомлении параметров оборудования значениям, согласованным СО (п. 3.4.3. настоящего Регламента), определяет максимальную мощность -. СО на каждый час суток определяет величину отличия мощности по каждой ГТП указанной в уведомлении от определенной СО:

(4)

где - максимальная мощность ГТП участника, поданная участником ОРЭ в уведомлении о составе и параметрах генерирующего оборудования.

При подаче уведомления о составе и параметрах генерирующего оборудования в отношении ГТП, имеющей статус «монотопливная», СО на каждый час суток определяет величину

,

где  – указанное в уведомлении интегральное ограничение на выработку электроэнергии за период Н (Н – количество часов в периоде) по данной ГТП, связанное с топливообеспечением, hпик – количество пиковых часов в периоде Н. (для Н =10 в отношении периода 0–9 час h=2, для Н=14 в отношении периода с 10 по 23 час h=6, для H=24 в отношении суток в целом h=8)

СО в течение трех рабочих дней месяца следующего за расчетным передаёт в АТС величину  иа также  для ГТП, имеющих статус монотопливных.

3.4.5.    В торговые сутки до 13 часов 00 минут участник подаёт заявки в отношении каждой ГТП для участия в конкурентном отборе в соответствии с Регламентом подачи уведомлений Участниками оптового рынка (Приложение к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка). Для случая указанного в пп. а) пп. 2 п. 3.2.2. Регламента подачи ценовых заявок Участниками оптового рынка (Приложение к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка), или для случая интегральной заявки, поданной в отношении ГТП, имеющей статус монотопливной,

. (5)

Для случая указанного в пп. б) пп. 2 п. 3.2.2. Регламента подачи ценовых заявок Участниками оптового рынка (Приложение к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка) или для случая интегральной заявки, поданной в отношении ГТП, не имеющей статус монотопливной в период по 20 января 2007 года включительно, АТС определяет величину:

(6),

с 21 января 2007 года:

 (7)

Где  — максимальное значение количества в основных парах «цена – количество» в часовой подзаявке на час h;

— максимальная мощность включенного оборудования, указанная Системным оператором в актуализированной расчетной модели.

Величина  определяется только в отношении ГТП первой и второй ценовых зон и не определяется по ГТП генерации ГЭС и по ГТП генерации дисквалифицированные СО в соответствии с Методикой дисквалификации ГТП и объектов управления в Балансирующем рынке.

3.4.6.    В случае изменения состава или параметров оборудования, ожидаемого в час n, участник ОРЭ уведомляет в час h СО об указанных изменениях, в порядке определенном СО. Системный оператор, в случаях если данное изменение состава или параметров оборудования допустимо для режима в ЕЭС, регистрирует величину  - максимальную мощность оборудования, соответствующую составу и параметрам оборудования, измененным в соответствии с уведомлением принятом в период с 16 часов 30 минут суток, предшествующих торговым, до часа (n-4), где n операционный час. Системный оператор в течении трех рабочих дней месяца следующего за расчетным передаёт указанную величину АТС. АТС на каждый час суток определяет величину Δ4,h:

(7)

3.4.7.    В час фактической поставки по каждой ГТП

3.4.7.1. СО регистрирует соответствие состава включенного (отключенного) оборудования состоянию заданному СО. В случае несоблюдения состава оборудования СО регистрирует величину, равную установленной мощности оборудования состояние которого отлично от заданного СО на час фактической поставки.

СО определяет в соответствии с Техническими требованиями к генерирующему оборудованию участников ОРЭ и Правилами установления соответствия генерирующего оборудования участников ОРЭ техническим требованиям изменение параметров генерирующего оборудования в час фактической поставки

Не позднее трех рабочих дней месяца следующего за расчетным СО передаёт АТС , ,

где  - включенная мощность оборудования в ГТП генерации в час фактической поставки

3.4.7.3. АТС рассчитывает величину отклонения фактической поставки электроэнергии по каждой ГТП.

В случае, если отклонение, объема фактического производства электроэнергии от уточненного диспетчерского графика (УДГ), вниз в час фактической поставки превышает 5% установленной мощности отнесенной к данной ГТП и 15 МВтч, АТС рассчитывает показатель Δ-5,h:

(9)


где - мощность соответствующая фактическому производству электроэнергии ГТП Участника отнесенная к часу фактической поставки

В случае, если отклонение, объема фактического производства электроэнергии от уточненного диспетчерского графика (УДГ), вверх в час фактической поставки превышает 5% установленной мощности к данной ГТП и 15 МВтч, АТС рассчитывает показатель Δ+5,h

(10)

где  - мощность соответствующая уточненному диспетчерскому графику отнесенная к часу фактической поставки

3.4.7.4. АТС актуализирует по каждой ГТП участника величину

3.4.7.5. АТС рассчитывает величину :

(11)

Примечание: Участник имеет право сообщить СО о необходимости оперативного снижения/увеличения выработки не связанной с изменением состава оборудования, в том числе по проблемам с топливообеспечением и т.д. В случае, если сохраняется возможность задействовать мощность генерирующего оборудования участника в полном объеме на период не менее 1 часа и по системным условиям такое изменение допустимо - СО согласовывает указанное изменение выработки с регистрацией собственной инициативы (ИС) участника, соответствующие объемы оплачиваются по правилам БР, без применения штрафных санкций в рынке мощности.

3.4.8. В случае недопустимого отклонения режима поставки электроэнергии от режима, заданного диспетчерским графиком, СО в отношении каждой ГТП регистрирует факты непредоставления мощности, как факт «неисполнения команды диспетчера» в следующем порядке:

·      В случае, если при контроле фактического режима поставки (по данным телеметрии) диспетчером регистрируется не согласованные с СО отклонения, превышающее 5% от значения генерации, заданного командой диспетчера и такое отклонение недопустимо в фактически складывающихся режимных условиях, диспетчер должен объявить предупреждение о регистрации «неисполнения команды диспетчера»;

·      При получении предупреждения дежурный персонал электростанции должен обеспечить исполнение заданного графика генерации. В случае неисполнения требования через 15 минут после объявления предупреждения диспетчер СО имеет право объявить регистрацию «неисполнения команды диспетчера»;

·      СО уведомляет АТС о факте регистрации «неисполнения команды диспетчера» не позднее трех рабочих дней месяца следующего за расчетным ;

АТС по окончании месяца для часов, указанных СО в уведомлении о регистрации «систематического неисполнения команды диспетчера», подтверждает по данным коммерческого учета наличие отклонений поставки электроэнергии, превышающие 2% заданного значения генерации (УДГ). Факт «систематического неисполнения команды диспетчера» считается подтвержденным при наличии для одного и более часов операционных суток вышеуказанных отклонений., при этом в отношении одних операционных суток не может быть зарегистрировано более одного такого факта. НП «АТС» регистрирует общее количество фактов «систематического неисполнения команд диспетчера». В случае, подтверждения факта «систематического неисполнения команды диспетчера» значение фактической величины отклонения поставленной мощности  в расчетном месяце m рассчитывается:

,

где:

– количество часов соответствующее расчетному месяцу m

 – установленная мощность в j-й ГТП поставщика

– количество зарегистрированных фактов в месяц m.

До момента установления ФСТ понижающих коэффициентов, применяемых при расчете стоимости мощности, для определения готовности генерирующего оборудования к выработке электрической энергии, указанные коэффициенты принимаются равными 1.

3.4.9. Начиная с 01.09.2007 СО по окончании каждого месяца рассчитывает показатель фактического предоставления участником ОРЭ генерирующего оборудования для регулирования активной мощности Rdis. В соответствии с Методикой дисквалификации ГТП и объектов управления СО регистрирует дисквалификацию ГТП. В случае если количество часов дисквалификации, обусловленной технической неготовностью превышает 48 часов, то значение показателя в отношении установленной мощности ГТП для всех часов месяца устанавливается равным Rdis нулю, иначе 1. СО не позднее трех рабочих дней по окончании месяца передает значения показателя Rdis по ГТП в АТС.

3.4.10. АТС определяет значения мощности, соответствующие объемам невыполнения требований N нв:

,

где:

 – значения мощности, определенные в п. 3.4 настоящего Регламента j-й ГТП участника

– количество часов, соответствующее расчетному месяцу m

 

4.       ИНФОРМАЦИОННЫЙ ОБМЕН МЕЖДУ СО, АТС И УЧАСТНИКАМИ ОРЭ ДАННЫМИ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИМИ ГОТОВНОСТЬ ГЕНЕРИРУЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ УЧАСТНИКОВ ОРЭ

4.1.         Процедура и формат информационного обмена между СО и АТС данными, определяющими готовность генерирующего оборудования участников ОРЭ.

Процедура и формат информационного обмена между СО и АТС данными, определяющими готовность генерирующего оборудования участников ОРЭ, устанавливается в Соглашении о взаимодействии на ОРЭ между АТС и СО.

4.2.        Порядок и содержание отчетной информации, публикуемой на сайте АТС

С 1 марта АТС не позднее 14 числа месяца, следующего за расчётным размещает на своем официальном сайте в сети Интернет в разделе «Персональные результаты» информацию о почасовых величинах, рассчитываемых на основе пп. 3.4.3 — 3.4.8 настоящего Регламента, информацию о месячных объёмах невыполнения требований и коэффициентах готовности генерирующего оборудования, а также не позднее каждой пятницы недели, следующей за расчётной, информацию о почасовых величинах, рассчитываемых на основе пп. 3.4.5.

 

5.       ПОРЯДОК РАСЧЕТА КОЭФФИЦИЕНТОВ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИХ ГОТОВНОСТЬ ГЕНЕРИРУЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ

5.1.         Порядок расчета коэффициента, определяющего участие в общем первичном регулировании частоты электрического тока.

5.1.1.    До 14 (четырнадцатого) календарного дня месяца следующего за расчетным для каждого участника ОРЭ на основании данных представленных СО в соответствии с п.3.1.3 настоящего Регламента АТС рассчитывает значение коэффициента, определяющего участие Участника ОРЭ в ОПРЧ в каждой ГТП в расчетном месяце m ().

5.1.2.    В отношении значения мощности , переданного СО с признаком готовности к участию в ОПРЧ равным нулю,  АТС применяет значение коэффициента , - коэффициент оплаты мощности в случае неудовлетворительного участия в ОПРЧ, устанавливаемый ФСТ .

5.1.3.    В отношении значения мощности , переданного СО с признаком неготовности к участию в ОПРЧ, АТС применяет  - коэффициент оплаты мощности в случае неготовности к участию в ОПРЧ, устанавливаемый ФСТ.

5.1.4.    АТС рассчитывает значение коэффициента соответствующего j ГТП участника ОРЭ в расчетном месяце m:

(12)

где - установленная мощность j-ой ГТП участника;

 

5.2.        Порядок расчета коэффициента, определяющего предоставление диапазона регулирования реактивной мощности.

5.2.1.    До 14 (четырнадцатого) календарного дня месяца следующего за расчетным для каждого участника ОРЭ в отношении каждой j ГТП на основании, представленных СО значений показателей фактического предоставления диапазона регулирования реактивной мощности и снижения диапазона регулирования реактивной мощности АТС рассчитывает значение коэффициента для каждой зоны торговли мощностью, определяющего предоставление участником ОРЭ диапазона регулирования реактивной мощности в отношении соответствующего оборудования в расчетном месяце m () в соответствии с Регламентом финансовых расчетов на оптовом рынке (Приложение к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).

 

5.3.        Порядок расчета коэффициента, определяющего участие участника ОРЭ во вторичном регулировании частоты электрического тока и перетоков активной электрической мощности.

5.3.1.    До 14 (четырнадцатого) календарного дня месяца следующего за расчетным для каждого участника ОРЭ в отношении каждой j ГТП на основании, представленных СО признаков участия во вторичном регулировании АТС рассчитывает значение коэффициента, определяющего участие оборудования во вторичном регулировании в расчетном месяце  и .

5.3.2.    Коэффициент , определяющий участие ГЭС во неавтоматическом вторичном регулировании в расчетном месяце m, равен:

(13)

где , коэффициент снижения оплаты за мощность при невыполнении требований по участию во вторичном регулировании, установленный ФСТ.

5.3.3.    Коэффициент , определяющий участие ГЭС в автоматическом вторичном регулировании в расчетном месяце m, равен:

(14)

где , коэффициент снижения оплаты за мощность при невыполнении требований по участию в автоматическом вторичном регулировании, установленный ФСТ

5.4.        Порядок расчета коэффициента, определяющего способность к выработке электроэнергии.

5.4.1.    До 14 (четырнадцатого) календарного дня месяца следующего за расчетным для каждого участника ОРЭ в отношении соответствующих ГТП генерации в зависимости от часовых значений коэффициента, определяющего способность к выработке электроэнергии генерирующего оборудования участника ОРЭ (), АТС устанавливает значение коэффициента, определяющего способность к выработке электроэнергии участника ОРЭ в отношении соответствующих ГТП генерации в расчетном месяце m ().

5.4.2.    Коэффициент, определяющий способность к выработке электроэнергии генерирующего оборудования участника ОРЭ в расчетном месяц m, рассчитывается для каждой ГТП по формуле:

, (15)

 

где  - установленная мощность в j-ой ГТП поставщика

- коэффициенты установленные ФСТ для каждой из соответствующих ему

 - коэффициент, применяемый при выявлении случаев манипулирования участником оптового рынка ценами на электрическую энергию на оптовом рынке.Коэффициент  = 1,00 до утверждения Регламента антимонопольного контроля, после утверждения рассчитывается и применяется в соответствии с этим регламентом.

5.5.        Порядок расчета коэффициента, определяющего готовность генерирующего оборудования участника ОРЭ.

5.5.1.    До 14 (четырнадцатого) календарного дня месяца следующего за расчетным для каждого участника ОРЭ в отношении соответствующих ГТП генерации АТС устанавливает значение коэффициента, определяющего готовность генерирующего оборудования участника ОРЭ в отношении соответствующих ГТП генерации в расчетном месяце m ().

5.5.2.    Коэффициент, определяющий готовность генерирующего оборудования к выработке электрической энергии участника ОРЭ в отношении соответствующих ГТП генерации в расчетном месяце m, рассчитывается для каждой ГТП участника отдельно в каждой зоне торговли мощности по формуле:

 (18)

 

6.       ОСОБЕННОСТИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ГОТОВНОСТИ ГЕНЕРИРУЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ ОТДЕЛЬНЫХ ТИПОВ УЧАСТНИКОВ ОРЭ

6.1.         Порядок определения готовности генерирующего оборудования в отношении генерации, принятой в опытно-промышленную эксплуатацию.

Для генерирующих установок, в отношении которых имеется акт приемочной комиссии о готовности к проведению энергетического пуска или генерирующих установок, у которых произведена модернизация основного оборудования, работающих параллельно с ЕЭС в режиме опытно-промышленной эксплуатации с момента первой синхронизации, подтвержденной Системным оператором: при отклонениях, связанных с увеличением (снижением) производства электрической энергии (мощности) в процессе опытно-промышленной эксплуатации на период до приемки оборудования в промышленную эксплуатацию, оформленной актом межведомственной комиссии (но на срок не более 12 месяцев) коэффициент, определяющий готовность генерирующего оборудования =1

6.2.        Порядок определения готовности генерирующего оборудования для генерирующего оборудования во время ввода (вывода) из ремонта (в ремонт).

В согласованные с СО сроки вывода оборудования из ремонта (входа в плановый ремонт) или проведения специальных испытаний коэффициент, определяющий готовность генерирующего оборудования для указанного оборудования равен 1.