VI.10 Изменения, связанные с уточнением требований по готовности генерирующего оборудования к выработке электрической энергии

Приложение № 6.10

Инициатор: Ассоциация «НП Совет рынка».

Обоснование: В соответствии с действующей редакцией Регламента многие положения, описывающие порядок и расчет величины снижения мощности в случае невыполнения поставщиком требований по готовности генерирующего оборудования к выработке электрической энергии, описаны в Технических требованиях к генерирующему оборудованию участников оптового рынка или Порядке установления соответствия генерирующего оборудования участников оптового рынка техническим требованиям (далее – Документы). Указанные Документы разработаны Системным оператором и публикуются на его официальном сайте в сети Интернет. Однако данные Документы не являются приложением к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка и Системный оператор может изменять их в одностороннем порядке.

Дата вступления в силу: 1 января 2016 года.

Предложения по изменениям и дополнениям в РЕГЛАМЕНТ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОБЪЕМОВ ФАКТИЧЕСКИ ПОСТАВЛЕННОЙ НА ОПТОВЫЙ РЫНОК МОЩНОСТИ (Приложение к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка)

№

пункта

Редакция, действующая на момент

вступления в силу изменений

Предлагаемая редакция

(изменения выделены цветом)

ТРЕБОВАНИЯ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГОТОВНОСТЬ ГЕНЕРИРУЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ УЧАСТНИКОВ ОРЭМ, ЗА ИСКЛЮЧЕНИЕМ ОБОРУДОВАНИЯ ГЕНЕРИРУЮЩИХ ОБЪЕКТОВ ДПМ ВИЭ

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. Обеспечение работы генерирующего оборудования в соответствии с заданным СО технологическим режимом работы, включая соблюдение минимального и максимального почасовых значений мощности, параметров маневренности генерирующего оборудования, в том числе скорости изменения нагрузки генерирующего оборудования при участии в суточном регулировании и времени включения в сеть генерирующего оборудования, а также иных параметров в соответствии с Правилами оптового рынка (далее ― способность к выработке электроэнергии).

2.5. Выполнены требования к системе обмена технологической информацией с автоматизированной системой СО (далее – СОТИАССО).

Генерирующее оборудование признается готовым к выработке электрической энергии, если поставщиком:

2.1. Обеспечена возможность использования генерирующего оборудования в общем первичном регулировании частоты электрического тока (ОПРЧ).

2.2. Обеспечена возможность использования генерирующего оборудования при регулировании реактивной мощности, т. е. обеспечено предоставление диапазона регулирования реактивной мощности.

2.3. Обеспечена возможность использования генерирующего оборудования, расположенного на ГЭС, во вторичном регулировании частоты и перетоков активной электрической мощности, а также использования при автоматическом вторичном регулировании частоты перетоков активной электрической мощности.

2.4. Обеспечена работа генерирующего оборудования в соответствии с заданным СО технологическим режимом работы, включая соблюдение минимального и максимального почасовых значений мощности, параметров маневренности генерирующего оборудования, в том числе скорости изменения нагрузки генерирующего оборудования при участии в суточном регулировании и времени включения в сеть генерирующего оборудования, а также иных параметров в соответствии с Правилами оптового рынка (далее ― способность к выработке электроэнергии).

2.5. В отношении генерирующего оборудования выполнены технические требования к системе обмена технологической информацией с автоматизированной системой СО (далее – СОТИАССО).

2′.

ТРЕБОВАНИЯ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГОТОВНОСТЬ ОБОРУДОВАНИЯ КВАЛИФИЦИРОВАННЫХ ГЕНЕРИРУЮЩИХ ОБЪЕКТОВ УЧАСТНИКОВ ОРЭМ, ФУНКЦИОНИРУЮЩИХ НА ОСНОВЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ВОЗОБНОВЛЯЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ ЭНЕРГИИ

Требования настоящего пункта определяют готовность генерирующего оборудования участников ОРЭМ, поставка мощности которого осуществляется по договорам о предоставлении мощности квалифицированных генерирующих объектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии (объекты ДПМ ВИЭ).

2′.1. Соблюдение согласованного СО до начала года совокупного срока ремонтов на данный год

2′.2. Готовность к отключению генерирующего оборудования по команде СО

Квалифицированный генерирующий объект, функционирующий на основе использования возобновляемых источников энергии, признается готовым к выработке электрической энергии, если поставщиком:

2'.1. Соблюдены согласованные СО до начала года совокупные сроки ремонта на данный год

2'.2. Обеспечена готовность к отключению генерирующего оборудования по команде СО

ПОРЯДОК ОПРЕДЕЛЕНИЯ ГОТОВНОСТИ ГЕНЕРИРУЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ, ЗА ИСКЛЮЧЕНИЕМ ОБОРУДОВАНИЯ ГЕНЕРИРУЮЩИХ ОБЪЕКТОВ ДПМ ВИЭ

Участники ОРЭМ обязаны предоставлять СО актуальные паспортные данные по генерирующему оборудованию.

В случае изменения указанных в паспорте энергетического оборудования технических характеристик, участники ОРЭМ обязаны в течение 3 (трех) рабочих дней направить СО соответствующее уведомление, с приложением обосновывающих документов. Перечень документов, необходимых для подтверждения изменения установленной мощности, устанавливается Регламентом аттестации генерирующего оборудования (приложение № 19.2 к договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).

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

Предельный объем поставки мощности определяется в соответствии с Регламентом аттестации генерирующего оборудования (приложение № 19.2 к договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).

Объемы фактически поставленной на оптовый рынок мощности определяются СО в отношении ГТП генерации участников ОРЭМ, а в отношении объекта управления ГТП потребления с регулируемой нагрузкой, имеющих объект управления типа ГЭС, ГАЭС или АЭС, покупателя определяются объемы мощности, учтенной на оптовом рынке (далее по тексту – ГТП генерации).

Участники ОРЭМ обязаны предоставлять СО актуальные паспортные данные по генерирующему оборудованию, которые в том числе должны включать в себя:

· паспортные данные по каждой единице генерирующего оборудования (далее – ЕГО);

· номинальную мощность каждой единицы генерирующего оборудования;

· тип турбин (марка);

· допустимые технический минимум и максимум нагрузки каждой единицы генерирующего оборудования по активной мощности и регулировочный диапазон в процентах от номинальной мощности;

· допустимый диапазон работы каждой единицы генерирующего оборудования по реактивной мощности (P – Q диаграмма);

· номинальные значения скорости набора и скорости сброса нагрузки ЕГО;

· статизм и зону нечувствительности по частоте регуляторов скорости турбин;

· статизм и зону нечувствительности частотных корректоров регуляторов мощности (при наличии);

· результаты последних тепловых испытаний генерирующего оборудования в графической или табличной форме;

· настройку ограничителя минимального возбуждения с приведением технических обоснований принятой настройки;

· настройку защиты ротора при перегрузке ротора током возбуждения с приведением технических обоснований принятой настройки;

· иные данные, корректирующие допустимый диапазон работы оборудования по реактивной мощности;

· данные последних испытаний генерирующего оборудования ГЭС по допустимым скоростям набора/сброса нагрузки;

· данные, корректирующие допустимый диапазон работы генерирующего оборудования ГЭС и всей гидроэлектростанции по активной мощности;

· информацию о наличии группового регулятора активной мощности (далее – ГРАМ, возможное наименование: центральный задатчик активной нагрузки – ЦЗАН), количестве подключаемого к нему генерирующего оборудования, статических и динамических настройках ГРАМ, ЦЗАН;

· и иные данные предоставляемые по требованию СО в соответствии с настоящими Техническими требованиями.

В целях подтверждения представленной участником оптового рынка информации по генерирующему оборудованию СО имеет право запросить соответствующие обосновывающие документы: паспортные данные, проектную документацию, технически обоснования, результаты испытаний, уведомления заводов изготовителей, заключения специализированных организаций и т. д.

Для целей подтверждения готовности генерирующего оборудования и определения объема мощности, фактически поставленного на оптовый рынок, КО предоставляет СО следующие данные:

· ценовые заявки на планирование объемов производства в отношении ГТП генерации, ГТП импорта или объекта управления, представленного генерирующим оборудованием и отнесенного к ГТП потребления с регулируемой нагрузкой;

· фактическую выработку электроэнергии электростанцией по данным автоматизированных информационно-измерительных систем коммерческого учета (далее АИИС КУ);

· фактический собственный максимум потребления по ГТП потребления электростанции (группы электростанций);

· максимально допустимые величины собственного максимума потребления на нужды генерации по ГТП потребления электростанции (группы электростанций) (далее норматив собственных нужд).

3.1

Участие в общем первичном регулировании частоты электрического тока

3.3.1. Технические требования к генерирующему оборудованию участников ОРЭМ, 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 требования к оборудованию участника ОРЭМ определяются в соответствии с Техническими требованиями и Порядком установления соответствия.

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 электрических станций и сетей Российской Федерации, утвержденных Приказом Минэнерго РФ от 01.01.2001 года № 000 (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.

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:

– 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 устанавливаются Техническими требованиями и Порядком установления соответствия.

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

3.1.2.1. В соответствии с Техническими требованиями СО по каждому участнику ОРЭМ регистрирует:

– 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, а также по генерирующему оборудованию, имевшему тип «генерирующее оборудование, готовое к участию в ОПРЧ», для которого за период актуальности указанного типа n раз было зарегистрировано неучастие (участие, не удовлетворяющее Техническим требованиям) в ОПРЧ, до момента подтверждения готовности участия оборудования в ОПРЧ,

где n принимает следующие значения:

· для ценовых зон оптового рынка:

n=1,

· для неценовых зон оптового рынка:

n = 3 - по 31.12.2014 г.,

n = 2 – c 01.01.2015 г. по 31.12.2015 г., при этом для генерирующего оборудования, имеющего по состоянию на 00:00 01.01.2015 г. по одному или два случая регистрации неучастия (неудовлетворительного участия) в ОПРЧ, изменение типа участия с «генерирующее оборудование, готовое к участию в ОПРЧ» на «генерирующее оборудование, не готовое к участию в ОПРЧ», проводится после регистрации третьего случая неучастия (неудовлетворительного участия) в ОПРЧ;

n = 1 – с 01.01.2016 г., при этом для генерирующего оборудования, имеющего по состоянию на 00:00 01.01.2016 г. по одному случаю регистрации неучастия (неудовлетворительного участия) в ОПРЧ, изменение типа участия с «генерирующее оборудование, готовое к участию в ОПРЧ» на «генерирующее оборудование, не готовое к участию в ОПРЧ», проводится после регистрации очередного случая неучастия (неудовлетворительного участия) 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 технической возможности участия в ОПРЧ». Для вновь вводимого (модернизируемого) оборудования тип участия «генерирующее оборудование, готовое к участию в ОПРЧ» может быть зарегистрирован только по результатам испытаний, проведенных участником ОРЭМ в соответствии с Техническими требованиями;

– «генерирующее оборудование, не имеющее технической возможности участия в ОПРЧ». Отсутствие технической возможности может быть зарегистрировано СО для генерирующего оборудования атомных станций с типами реакторов:

§ РБМК и БН, введенными в промышленную эксплуатацию до 2000 года;

§ ВВЭР, введенными в промышленную эксплуатацию до 2009 года, – до 1 января 2016 г.

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 качественной оценке участия энергоблоков и электростанций в ОПРЧ при резких отклонениях частоты на величину ±0,1 ÷ 0,2 Гц от номинальной;

– анализа 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 ОРЭМ 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.

Участие в общем первичном регулировании частоты электрического тока

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.

СО оценивает участие генерирующего оборудования в общем первичном регулировании частоты (далее – ОПРЧ) на основании исходной информации о включенном генерирующем оборудовании, представленной участником оптового рынка в соответствии с настоящим Регламентом.

3.1.1. Регистрация типа участия в ОПРЧ

На основе информации, представленной участниками оптового рынка в соответствии с пунктом 3 Регламента определения объемов фактически поставленной на оптовый рынок мощности (Приложение к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка), а в случае непредставления (неполного представления) указной информации на основании имеющихся в распоряжении СО данных регистрируется по каждой единице генерирующего оборудования участника оптового рынка тип участия генерирующего оборудования в ОПРЧ:

– «генерирующее оборудование, готовое к участию в ОПРЧ». Указанный тип регистрируется в отношении генерирующего оборудования по умолчанию. Для вновь вводимого (модернизируемого) оборудования тип участия «генерирующее оборудование, готовое к участию в ОПРЧ» может быть зарегистрирован только по результатам испытания, проведенных участником оптового рынка в соответствии с Техническими требованиями;

– «генерирующее оборудование, не имеющее технической возможности участия в ОПРЧ». Указанный тип регистрируется в отношении генерирующего оборудования АЭС с типами реакторов РБМК и БН, а также до 01.01.2016 в отношении генерирующего оборудования АЭС с типами реакторов ВВЭР, введенными в промышленную эксплуатацию до 2009 года;

– «генерирующее оборудования, не готовое к участию в ОПРЧ». Указанный тип может быть зарегистрирован в отношении генерирующего оборудования, ранее имевшего тип «генерирующее оборудование, готовое к участию в ОПРЧ», в следующих случаях:

3.1.1.1. если участник оптового рынка в установленном порядке заявил о неготовности, в т. ч. временной, к участию в ОПРЧ данного генерирующего оборудования;

3.1.1.2. если неготовность была выявлена в результате выборочных проверок готовности электростанций к участию в ОПРЧ путем проведения испытаний, в т. ч. с привлечением специализированных организаций;

3.1.1.3. для турбин типа «Р», «ПР», «ТР» и «ПТР» за исключением случаев, когда тип «генерирующее оборудование, готовое к участию в ОПРЧ» присвоено для такого типа турбин по результатам проведения в соответствии с Техническими требованиями проверок готовности генерирующего оборудования ТЭС к участию в ОПРЧ;

3.1.1.4. если при проведении количественной оценки участия генерирующего оборудования в ОПРЧ для случаев значимых отклонений частоты электрического тока, превышающих ±0,2 Гц от номинальной, зарегистрировано n случаев неучастия (неудовлетворительного участия) в ОПРЧ за период актуальности типа «генерирующее оборудование, готовое к участию в ОПРЧ», где n принимает следующие значения:

· для ценовых зон оптового рынка – n=1;

· для неценовых зон оптового рынка: n=1. При этом для генерирующего оборудования, имеющего по состоянию на 00:00 01.01.2016 г. по одному случаю регистрации неучастия (неудовлетворительного участия) в ОПРЧ, изменение типа участия с «генерирующее оборудование, готовое к участию в ОПРЧ» на «генерирующее оборудование, не готовое к участию в ОПРЧ», проводится после регистрации очередного случая неучастия (неудовлетворительного участия) в ОПРЧ

3.1.1.5. если при проведении качественной оценки участия генерирующего оборудования в ОПРЧ для случаев резких отклонений частоты в ЕЭС в пределах ±0,1¸0,2 Гц было выявлено систематической (более 50% случаев за год при условии наличия достаточной выборочной совокупности) неучастие в ОПРЧ данного оборудования (отсутствие требуемого изменения мощности при указанных отклонениях частоты).

Для генерирующего оборудования тип «генерирующее оборудование, не готовое к участию в ОПРЧ» может быть изменен на тип «генерирующее оборудование, готовое к участию в ОПРЧ» по результатам проведения в соответствии с Техническими требованиями проверок готовности генерирующего оборудования электростанций к участию в ОПРЧ. В случае, если тип «генерирующее оборудование, не готовое к участию в ОПРЧ» был зарегистрирован на основании проведения, в соответствии с настоящим Регламентом, количественной или качественной оценки участия генерирующего оборудования в ОПРЧ, то к результатам проверки должно прилагаться экспертное заключение специализированной организации, подтверждающее результаты проверки.

По завершению согласованных периодов временной неготовности генерирующего оборудования к участию в ОПРЧ проведение проверок готовности генерирующего оборудования электростанций к участию в ОПРЧ не требуется.

В согласованный с СО период вывода генерирующего оборудования из ОПРЧ в связи с проведением плановых регламентных ремонтных или профилактических работ на основном или вспомогательном оборудовании, для генерирующего оборудования сохраняется тип участия в ОПРЧ «генерирующее оборудование, готовое к участию в ОПРЧ». Для указанного генерирующего оборудования тип участия в ОПРЧ изменяется на тип «генерирующее оборудование, не готовое к участию в ОПРЧ» в случае наступления любого из следующих событий:

· согласованный период вывода генерирующего оборудования из ОПРЧ составил 14 календарных суток подряд и более;

· с начала календарного года согласованный период вывода генерирующего оборудования из ОПРЧ заявлялся в 30 и более суток.

СО осуществляет регистрацию и формирует данные о случаях участия/неучастия (участия, не соответствующего Техническим требованиям) генерирующего оборудования в ОПРЧ на основании данных систем мониторинга участия в ОПРЧ генерирующего оборудования, действующих на основе оперативно-информационных комплексов (далее ОИК) или иных специализированных систем СО, в соответствии с Техническими требованиями, а также расследования случаев значимого изменения частоты электрического тока (превышающих ±0,2 Гц).

3.1.2. Порядок оценки участия электростанций в ОПРЧ

По факту участия/неучастия (участия, не соответствующего Техническим требованиям) генерирующего оборудования в ОПРЧ СО устанавливает интегральный (за месяц) показатель участия генерирующего оборудования в ОПРЧ. Неучастие генерирующего оборудования в ОПРЧ фиксируется при отсутствии соответствующей реакции на отклонения частоты, предусмотренной в соответствии с Порядком установления соответствия генерирующего оборудования участников оптового рынка техническим требованиям.

Для генерирующего оборудования, имеющего тип «генерирующее оборудование, готовое к участию в ОПРЧ», интегральный показатель участия генерирующего оборудования в ОПРЧ устанавливается по следующему правилу:

ü «1», если в течение месяца:

a) не возникло условий участия генерирующего оборудования в ОПРЧ либо генерирующее оборудование было отключено;

b) не было зафиксировано неучастие (неудовлетворительное участие) генерирующего оборудования в ОПРЧ при возникновении условий участия;

c) невозможностью участия генерирующего оборудования в ОПРЧ из-за проведения плановых ремонтных работ по заявке;

ü «0» в остальных случаях.

Генерирующее оборудование, имеющее тип «генерирующее оборудование, готовое к участию в ОПРЧ», и для которого за отчетный месяц показатель фактического участия в ОПРЧ был установлен равным нулю (неудовлетворительное участие), сохраняют тип «генерирующее оборудование, готовое к участию в ОПРЧ» до тех пор, пока в соответствии с 2.1 настоящего Регламента не будет зафиксировано n случаев неучастия (неудовлетворительного участия) генерирующего оборудования в ОПРЧ. В таком случае для генерирующего оборудования устанавливается, начиная с месяца следующего за отчетным тип «генерирующее оборудование, не готовое к участию в ОПРЧ», до момента подтверждения готовности к участию в ОПРЧ.

Генерирующее оборудование, в отношении которого в течение отчетного месяца тип «генерирующее оборудование, не готовое к участию в ОПРЧ» был изменен на тип «генерирующее оборудование, готовое к участию в ОПРЧ» по результатам проведения в соответствии с настоящим Регламентом проверок готовности генерирующего оборудования электростанций к участию в ОПРЧ, считается готовым к участию в ОПРЧ с первого числа следующего месяца.

В случае согласования СО в установленном порядке диспетчерской заявки на временную неготовность генерирующего оборудования к участию в ОПРЧ на любой период в течение календарного месяца, в данном календарном месяце в отношении указанного генерирующего оборудования регистрируется тип «генерирующее оборудование, не готовое к участию в ОПРЧ». При этом количественная оценка участия такого генерирующего оборудования в ОПРЧ производится в периоды его фактической готовности к участию в ОПРЧ.

Систематическое неучастие генерирующего оборудования в ОПРЧ (более 50% случаев за год при условии наличия достаточной выборочной совокупности) при резких отклонениях частоты в ЕЭС на величину ±0,2 Гц от номинальной является основанием для проверки генерирующего оборудования на готовность к ОПРЧ, по результатам которой генерирующему оборудованию может быть установлен тип «генерирующее оборудование, не готовое к участию в ОПРЧ» или же сохранен тип «генерирующее оборудование, готовое к участию в ОПРЧ».

3.1.3. Регистрация показателей участия генерирующего оборудования в ОПРЧ

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

Ø – суммарное значение установленной мощности генерирующего оборудования в ГТП генерации j, имеющего тип «генерирующее оборудование, готовое к участию в ОПРЧ», в отношении которого в соответствии с п. 3.1.2 настоящего Регламента установлен интегральный показатель участия в ОПРЧ равный нулю;

Ø – суммарное значение установленной мощности генерирующего оборудования в ГТП генерации j, имеющего тип «генерирующее оборудование, не готовое к участию в ОПРЧ».

3.2

Порядок предоставления диапазона регулирования реактивной мощности

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

3.2.1.1. Допустимый диапазон регулирования реактивной мощности генерирующего оборудования каждого участника ОРЭМ 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. Допустимый диапазон регулирования реактивной мощности генерирующего оборудования определяется на основании представленных в СО участником ОРЭМ актуальных по состоянию на 01.01.2006 паспортных данных, 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 ОРЭМ 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.

(1.1)

где − актуальное значение средневзвешенного за расчетный период диапазона регулирования реактивной мощности s-го оборудования ГТП;

− значение диапазона регулирования s-го оборудования ГТП на 01.01.2006 или установленное после изменения установленной мощности.

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

(1.2)

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 ОРЭМ 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 исполнении участником ОРЭМ команд на изменение режима работа по реактивной мощности в соответствии с Техническими требованиями и Порядком установления соответствия СО определяет показатель фактического предоставления диапазона регулирования реактивной мощности по каждой ГТП участника ОРЭМ в расчетном месяце – m () как отношение исполненных команд на изменение реактивной мощности к их общему числу за месяц.

(2)

– количество команд на предоставление диапазона реактивной мощности, отданных СО по j-й ГТП поставщика за месяц;

– количество неисполненных команд на предоставление диапазона реактивной мощности по j-й ГТП поставщика за месяц;

· 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 ОРЭМ, в отношении которой отсутствуют требования СО в части предоставления реактивной мощности, принимается равным 1);

· в случае если в отношении ГТП участника ОРЭМ отсутствуют требования в части предоставления реактивной мощности или если участник ОРЭМ 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. Значение показателя фактического предоставления диапазона регулирования реактивной мощности принимается равным 1.

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

3.2.3.1. Участники ОРЭМ в течение 3 (трех) рабочих дней после изменения информации о допустимом диапазоне работы генерирующего оборудования участника ОРЭМ по реактивной мощности передают СО измененные данные по генерирующему оборудованию участника ОРЭМ о допустимом диапазоне работы генерирующего оборудования по реактивной мощности с приложением обосновывающих материалов, в том числе при изменении паспортных данных при перемаркировке оборудования.

Участие в предоставлении диапазона регулирования реактивной мощности

Диапазон регулирования реактивной мощности каждой единицы генерирующего оборудования устанавливается Системным оператором в виде графических зависимостей допустимой реактивной мощности генерирующего оборудования от активной мощности, соответствующих табличных форм или расчетных выражений (аналитических зависимостей) на основании данных представленных участниками оптового рынка в соответствии с Техническими требованиями.

Участники оптового рынка в течение 3 (трех) рабочих дней после изменения информации о допустимом диапазоне работы генерирующего оборудования участника оптового рынка по реактивной мощности передают СО измененные данные по генерирующему оборудованию о допустимом диапазоне работы генерирующего оборудования по реактивной мощности с приложением обосновывающих материалов, в том числе при изменении паспортных данных при перемаркировке оборудования.

Диапазон регулирования реактивной мощности каждой единицы генерирующего оборудования при фиксированной величине активной мощности ограничен допустимыми минимальными и максимальным значениями реактивной мощности в соответствии со всеми представленными и скорректированными участниками оптового рынка данными.

Диапазон регулирования реактивной мощности ГТП генерации определяется суммой диапазонов регулирования реактивной мощности находящегося в работе генерирующего оборудования, входящего в ГТП генерации.

Генерирующее оборудование участника оптового рынка должно находится в постоянной готовности предоставления полного диапазона регулирования реактивной мощности в соответствии с представленными данными.

По итогам расчетного месяца m в отношении каждой ГТП генерации j участника оптового рынка СО определяет величину снижения диапазона регулирования реактивной мощности и показатель фактического предоставления диапазона регулирования реактивной мощности .

3.2.1. Регистрация показателей снижения диапазона регулирования реактивной мощности

Допустимый диапазон регулирования реактивной мощности генерирующего оборудования определяется на основании представленных в СО участником ОРЭ актуальных по состоянию на 01.01.2006 паспортных данных, 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.

В случае заявленного участником оптового рынка сокращения диапазона регулирования реактивной мощности относительно диапазона, определенного СО по состоянию на 01.01.2006, СО регистрирует показатель снижения диапазона регулирования реактивной мощности генерирующего оборудования g участника оптового рынка ():

где , Мвар – значение диапазона регулирования реактивной мощности генерирующего оборудования g в ГТП генерации j по состоянию на 01.01.2006 или установленное после изменения номинальной активной мощности (в том числе при перемаркировке генерирующего оборудования);

, Мвар – актуальное значение средневзвешенного за расчетный период диапазона регулирования реактивной мощности генерирующего оборудования g в ГТП генерации j, определяемое соотношением:

где – количество различных диапазонов регулирования реактивной мощности оборудования в расчетном месяце m;

– число суток работы генерирующего оборудования с диапазоном регулирования реактивной мощности i в расчетном месяце;

– число суток в расчетном месяце.

Значения и определяются при номинальной активной мощности генерирующего оборудования (агрегата).

Показатель снижения диапазона регулирования реактивной мощности в отношении ГТП генерации j определяется как:

Для ГТП генерации участника оптового рынка, в отношении которой отсутствуют требования СО в части предоставления диапазона регулирования реактивной мощности, принимается равным 1.

3.2.2. Регистрация показателя фактического предоставления диапазона регулирования реактивной мощности

Регистрации подлежат команды на изменение режима работы по реактивной мощности генерирующего оборудования каждой ГТП генерации j и полностью/частично неисполненные команды по каждой ГТП генерации j.

Для каждой ГТП генерации участника оптового рынка в расчетном месяце m СО определяет:

– общее количество отданных СО по ГТП генерации j участника оптового рынка в расчетном месяце m команд на предоставление диапазона реактивной мощности;

– количество полностью/частично неисполненных по ГТП генерации j участника в расчетном месяце m команд на предоставление диапазона реактивной мощности.

Неисполнение команды на изменение режима работы генерирующего оборудования по реактивной мощности может быть зарегистрировано, если к моменту времени окончания исполнения команды, заданного диспетчером при регистрации команды:

· отклонение напряжения от заданного значения превышает ±2 кВ в условиях использования менее 90% имеющегося резерва по реактивной мощности;

· фактическое изменение реактивной мощности составило менее 90% от заданного значения.

Контроль исполнения команд на изменение режима работы генерирующего оборудования по реактивной мощности или напряжение осуществляется с учетом возможного отличия фактических условия работы генерирующего оборудования от типовых условия работы, для которых участниками оптового рынка в соответствии с Техническими требованиями представлены диапазоны работы каждой единицы генерирующего оборудования по реактивной мощности (P – Q диаграмма).

Оценка предоставления диапазона регулирования реактивной мощности производится и использованием систем мониторинга, действующих на основе оперативно-информационных комплексов СО.

СО определяет показатель фактического предоставления диапазона регулирования реактивной мощности по каждой ГТП генерации участника оптового рынка в расчетном месяце m как отношение исполненных команд на изменение реактивной мощности к их общему числу за месяц:

В случае если в отношении ГТП генерации участника оптового рынка отсутствуют требования в части предоставления диапазона регулирования реактивной мощности или если участник оптового рынка 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 оптового рынка, а также число исполненных им команд принимается равным нулю. Значение показателя фактического предоставления диапазона регулирования реактивной мощности принимается равным 1.

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 ОРЭМ, в части вторичного регулирования частоты электрического тока и перетоков активной электрической мощности для ГЭС (ГАЭС)

В соответствии с Правилами оптового рынка участники ОРЭМ, имеющие в собственности гидрогенерирующее оборудование по каждой ГТП генерации ГЭС (ГАЭС) 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. Требование участия в автоматическом вторичном регулировании частоты электрического тока и перетоков активной электрической мощности не распространяется на контррегулирующие ГЭС, к которым относятся гидроэлектростанции установленной мощностью более 200 МВт, имеющие водохранилище с полезным объемом краткосрочного регулирования, необходимым для перераспределения переменных расходов воды вышележащей гидроэлектростанции в равномерный расход воды в свой нижний бьеф в целях обеспечения участия вышележащей регулирующей высоконапорной гидроэлектростанции установленной мощностью 1000 МВт и более в покрытии суточной и (или) недельной неравномерности графика нагрузки, с учетом выполнения требований неэнергетических водопользователей и условий неподтопления населенных пунктов.

3.3.1.2. Технические требования по участию во вторичном регулировании частоты электрического тока и перетоков активной электрической мощности гидрогенерирующего оборудования определяются Техническими требованиями и Порядком установления соответствия, содержащими в т. ч.:

– требования к техническим условиям 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 ограничений в пределах своей компетенции органами исполнительной власти, органами местного самоуправления и иными органами, уполномоченными водным законодательством, а также иным законодательством Российской Федерации регулировать режимы использования водных объектов, участие ГЭС во вторичном регулировании регистрируется с учетом введенных ограничений;

– 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 неучастие в автоматическом вторичном регулировании частоты и перетоков активной мощности ГЭС с установленной мощностью более 100 МВт не регистрируется – в случае необходимости проведения технических мероприятий по приведению оборудования ГЭС в соответствие с установленными требованиями по обеспечению согласованной работы систем автоматического регулирования частоты и перетоков мощности ЕЭС России и автоматики управления мощностью ГЭС:

1) в отношении ГЭС, по которым до 01.01.2013 СО подтверждена готовность к участию их генерирующего оборудования в автоматическом вторичном регулировании частоты и перетоков активной мощности, при условии:

– согласования с СО плана-графика выполнения вышеуказанных технических мероприятий, предусматривающего их окончание в определенный по согласованию с СО срок, и выполнения указанного плана-графика;

– обеспечения возможности участия ГЭС в автоматическом вторичном регулировании частоты и перетоков активной мощности до выполнения мероприятий указанного плана-графика с применением согласованных с СО действий оперативного персонала, направленных на исключение недопустимых отклонений технологических параметров состояния гидроагрегатов ГЭС.

2) в отношении иных ГЭС – при условии согласования с СО плана-графика выполнения вышеуказанных технических мероприятий, предусматривающего их окончание в определенный по согласованию с СО срок, и выполнения указанного плана-графика.

начиная с 01.01.2013 – в отношении оборудования ГЭС, по которому обеспечивается выполнение согласованных с СО планов-графиков выполнения вышеуказанных мероприятий.

начиная с 01.01.2014 – в отношении доли генерирующего оборудования ГЭС, по которому в установленном порядке подтверждена возможность его участия в автоматическом вторичном регулировании частоты и перетоков активной мощности;

– указание на то, что на этапе начального наполнения (заполнения) водохранилища вводимые в эксплуатацию гидроэлектростанции с установленной мощностью более 100 МВт к участию в автоматическом вторичном регулировании частоты и перетоков активной электрической мощности не привлекаются:

· в течение 3 месяцев с момента достижения расчетного по мощности напора гидроэлектростанции, если установленная мощность ГЭС составляет от 100 до 500 МВт;

· в течение 6 месяцев с момента достижения расчетного по мощности напора гидроэлектростанции, если установленная мощность ГЭС составляет более 500 МВт.

Расчетный по мощности напор гидроэлектростанции определяется в соответствии с правилами использования соответствующего водохранилища, утвержденными Федеральным агентством водных ресурсов.

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

3.3.2.1. Для каждой ГТП генерации ГЭС (ГАЭС) 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 (ГАЭС) по командам из диспетчерского центра СО, в том числе при работе ГАЭС в насосном режиме, 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 для ГЭС) осуществляется СО на основании выполнения команд.

3.3.2.2. Не позднее чем за 6 часов до часа N фактической поставки участник ОРЭМ имеет право заявить СО о кратковременной неготовности ГЭС, ГАЭС 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 – данных, имеющихся 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.

По данным участия участника ОРЭМ во вторичном регулировании СО в соответствии с Техническими требованиями и Порядком установления соответствия определяет:

– показатель фактического участия каждой ГТП ГЭС, ГАЭС в неавтоматическом вторичном регулировании в расчетном месяце – m () как отношение исполненных команд к их общему числу за месяц:

(3)

– количество команд вторичного регулирования, отданных СО по j-й ГТП поставщика за месяц;

– количество неисполненных команд вторичного регулирования по j-й ГТП ГЭС за месяц;

– показатель фактического участия каждой ГТП ГЭС в автоматическом вторичном регулировании в расчетном месяце – m () как отношение периодов удовлетворительного участия в автоматическом вторичном регулировании к заданному периоду участия:

(4)

– заданный СО период времени участия в автоматическом вторичном регулировании j-й ГТП ГЭС за месяц;

– период неудовлетворительного участия в автоматическом вторичном регулировании j-й ГТП ГЭС за месяц.

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.

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

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

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 являющихся ГЭС, ГАЭС) коэффициенты ( и ) принимаются равными 1.

Участие генерирующего оборудования ГЭС во вторичном регулировании частоты электрической тока и перетоков активной электрической мощности

В соответствии с Правилами оптового рынка электрической энергии и мощности участники оптового рынка, имеющие в собственности гидрогенерирующее оборудование по каждой ГТП генерации ГЭС (ГАЭС) 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. Требование участия в автоматическом вторичном регулировании частоты электрического тока и перетоков активной электрической мощности (далее – АВРЧМ) не распространяется на контррегулирующие ГЭС, к которым относятся гидроэлектростанции установленной мощностью более 200 МВт, имеющие водохранилище с полезным объемом краткосрочного регулирования, необходимым для перераспределения переменных расходов воды вышележащей гидроэлектростанции в равномерный расход воды в свой нижний бьеф в целях обеспечения участия вышележащей регулирующей высоконапорной гидроэлектростанции установленной мощностью 1000 МВт и более в покрытии суточной и (или) недельной неравномерности графика нагрузки, с учетом выполнения требований неэнергетических водопользователей и условий неподтопления населенных пунктов.

По итогам расчетного месяца m СО для каждой ГТП генерации j, зарегистрированной в отношении генерирующего оборудования ГЭС или ГАЭС, в соответствии с настоящим пунктом определяет показатели фактического участия в неавтоматическом вторичном регулировании и фактического участия в АВРЧМ .

СО оценивает участие генерирующего оборудования ГЭС во вторичном регулировании частоты электрического тока и перетоков активной электрической мощности (далее – вторичное регулирование), как в автоматическом, так и в оперативном режимах, на основании исходной информации о генерирующем оборудовании, предоставляемой в соответствии с Техническими требованиями и данных систем мониторинга о режиме работы электростанций.

3.3.1. Оценка участия генерирующего оборудования ГЭС во вторичном регулировании

Оценка участия генерирующего оборудования ГЭС в оперативном вторичном регулировании производится с использованием систем мониторинга, действующих на основе ОИК, и на основе информации о зафиксированных командах диспетчера соответствующего диспетчерского центра.

Оценка качества участия электростанций в автоматическом вторичном регулировании производится с использованием централизованных систем АРЧМ.

На основе заявок участников оптового рынка в отношении каждой ГТП генерации, зарегистрированной в отношении генерирующего оборудования ГЭС, СО устанавливает 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.

Диспетчером соответствующего диспетчерского центра, в операционной зоне которого находится ГЭС, определяется тип участия генерирующего оборудования ГЭС во вторичном регулировании (оперативное и/или автоматическое) и регистрируются команды на изменение активной мощности ГЭС оперативного вторичного регулирования.

Для оценки участия генерирующего оборудования ГЭС во вторичном регулировании СО контролирует своевременность точность исполнения диспетчерских команд по управлению нагрузкой ГЭС вторичного регулирования.

Своевременность исполнения участником оптового рынка в отношении генерирующего оборудования ГЭС команд централизованных систем АРЧМ или диспетчера соответствующего диспетчерского центра СО определяется путем сопоставления направления, скорости и величины изменения мощности электростанций в пределах заданного вторичного резерва со знаком и заданной командой величиной изменения мощности ГЭС.

Контроль участия генерирующего оборудования ГЭС в оперативном вторичном регулировании осуществляется в соответствии с Техническими требованиями.

Критерии оценки соответствия генерирующего оборудования ГЭС Техническим требованиям при исполнении команды диспетчера по вторичному регулированию является:

· соблюдение времени набора/сброса нагрузки;

· точность набора/сброса заданной величины активной мощности;

· точность поддержания заданной величины активной мощности.

Невыполнение команды оперативного вторичного регулирования регистрируется при нарушении любого из требований.

Регистрируется невыполнение команд диспетчера по изменению активной мощности генерирующего оборудования ГЭС, изменяющих значение активной нагрузки по отношению к плановым графикам генерации, в том числе, планам балансирующего рынка (далее – ПБР). Исполнение команд, задающих работу генерирующего оборудования ГЭС по плановым графикам генерации, в том числе ПБР, и возвращающих на работу по плановым графикам, а также команд на максимум/минимум генерации контролируется не в рамках контроля исполнения команд оперативного вторичного регулирования.

Точность поддержания заданной величины активной мощности определяется как отклонение среднего значения фактической нагрузки (рассчитанного по данным телеизмерений ОИК) от значения заданного уточненным диспетчерским графиком (далее – УДГ) на всех прямых участках УДГ на каждом часовом интервале (диспетчерском часе). Кроме того, точность поддержания заданной величины активной мощности контролируется на отсутствие флуктуаций. Контроль точности поддержания заданной величины активной мощности не осуществляется в периоды времени набора/сброса нагрузки, в том числе, если период набора/сброса нагрузки задан диспетчерской командой в течение часа и более.

При контроле точности набора/сброса нагрузки отклонения не должны превышать одновременно обоих граничных условий и ±3% и ±9 МВт от текущего задания на момент окончания выполнения команды.

При контроле точности поддержания заданной величины активной мощности на каждом часовом интервале за исключением времени набора/сброса нагрузки:

· среднечасовые отклонения должны быть в пределах, не превышающих ±3% от текущего задания;

· флуктуации не должны превышать одновременно обоих граничных условий и ±5% и ±15 МВт. То есть на каждый момент времени действует большее из двух ограничений.

В случае введения ограничений в пределах своей компетенции федеральными органами исполнительной власти Российской Федерации или органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации, уполномоченными водным или иным законодательством Российской Федерации регулировать водные режимы соответствующих водных объектов, а также иностранными государствами в пределах компетенции, установленной заключенными межправительственными соглашениями, участие генерирующего оборудования ГЭС во вторичном регулировании регистрируется с учетом введенных ограничений.

В период работы оборудования ГАЭС в генераторном режиме, при напорах менее расчетного, точность поддержания заданной величины активной мощности не контролируется.

В период работы оборудования ГАЭС в насосном режиме, при напорах более расчетного, точность поддержания заданной величины активной мощности не контролируется.

В случае возникновения неисправностей в ОИК участник оптового рынка в отношении генерирующего оборудования ГЭС обязан предоставить СО документы, подтверждающие выполнение команд диспетчера соответствующего диспетчерского центра, за время отсутствия передачи данных в ОИК. В противном случае регистрируется невыполнение диспетчерских команд.

При предоставлении СО документов, подтверждающих выполнение участником оптового рынка команд диспетчера за время неисправного состояния ОИК, регистрация невыполнения диспетчерских команд в отношении генерирующего оборудования ГЭС отменяется по всем исполненным командам за период времени, указанный в этих документах.

При наличии недопустимых отклонений от диспетчерского графика или от заданной диспетчерской командой величины нагрузки генерирующего оборудования ГЭС, вследствие внезапно возникших технологических ограничений по вине участника оптового рынка, регистрируется невыполнение диспетчерской команды.

Невыполнение диспетчерской команды не регистрируется в случае, если отклонение нагрузки генерирующего оборудования ГЭС от заданной величины произошло вследствие изменения режима в энергосистеме не по вине участника оптового рынка (например: при аварийных отклонениях частоты и участие ГЭС в ОПРЧ, непрогнозируемых изменений водного режима) или при работе противоаварийной автоматике на загрузку/разгрузку генерирующего оборудования ГЭС.

В случае если диспетчерская команда не могла быть исполнена, в том числе, по условиям эксплуатации генерирующего оборудования ГЭС, участник оптового рынка обязан представить СО документы, подтверждающие невозможность выполнения такой команды диспетчера соответствующего диспетчерского центра. В противном случае регистрируется невыполнение диспетчерской команды.

Все ремонтно-наладочные работы на оборудовании, обеспечивающем участие генерирующего оборудования ГЭС в АВРЧМ, должны быть оформлены заявками в СО и по подведомственности в его филиалы с указанием причины и сроков вывода-ввода. Контроль участия генерирующего оборудования ГЭС в АВРЧМ в согласованный с СО период проведения ремонтно-наладочных работ устройств автоматического вторичного регулирования не производится. При этом в указанный период осуществляется контроль неавтоматического (оперативного) вторичного регулирования.

Начиная с 01.03.2014 требования участия в АВРЧМ не распространяется на вводимые в эксплуатацию гидроэлектростанции с установленной мощностью более 100 МВт на этапе начального наполнения (заполнения) водохранилища:

В отношении генерирующего оборудования ГЭС с установленной мощностью более 100 МВт неучастие в АВРЧМ не регистрируется:

3.3.1.1. в случае необходимости проведения технических мероприятий по приведению оборудования ГЭС в соответствии с установленными требованиями по обеспечению согласованной работы систем автоматического регулирования частоты и перетоков мощности ЕЭС России и автоматики управления мощностью генерирующего оборудования ГЭС:

· в отношении генерирующего оборудования ГЭС, по которому до 01.01.2013 года в установленном порядке была подтверждена возможность участия оборудования в АВРЧМ, при условии:

ü согласования с СО плана-графика выполнений вышеуказанных технических мероприятий, предусматривающего их окончание в определенный по согласованию с СО срок, и выполнения указанного плана-графика;

ü обеспечения возможности участия генерирующего оборудования ГЭС в АВРЧМ до выполнения мероприятий указанного плана-графика с применением согласованных с СО действий оперативного персонала, направленных на исключение недопустимых отклонений технологических параметров состояния гидроагрегатов ГЭС.

· в отношении остальных ГЭС – при условии согласования с СО плана-графика выполнения вышеуказанных технических мероприятий, предусматривающего их окончание в определенный по согласованию с СО сроки выполнений указанного плана-графика.

3.3.1.2. начиная с 01.01.2013 – в отношении оборудования ГЭС, по которому обеспечивается выполнение согласованных с СО планов-графиков выполнения вышеуказанных мероприятий.

3.3.1.3. начиная с 01.01.2014 года – в отношении доли генерирующего оборудования ГЭС, по которому в установленном порядке подтверждена возможность его участия в АВРЧМ.

3.3.2. Регистрация показателя участия ГЭС во вторичном регулировании

Не позднее, чем за 6 часов до часа фактической поставки () участник оптового рынка имеет право заявить СО о кратковременной неготовности ГЭС, ГАЭС к участию во вторичном регулировании начиная с часа 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 производится. В остальное время оценка участия генерирующего оборудования ГЭС во вторичном регулировании (как оперативном, так и в автоматическом) осуществляется СО на основании:

· данных телеметрии о фактическом выполнении диспетчерских команд на внеплановое изменение нагрузки электростанций вторичного регулирования, в т. ч. автоматического, включая время набора/сброса и фактический диапазон изменения нагрузки, а при отсутствии данных телеметрии данных, имеющих в распоряжении СО;

· данных о случаях и периодах неработоспособности систем автоматического вторичного регулирования на ГЭС, задействованных по требованию СО в автоматическом вторичном регулировании;

· фактов и продолжительности выходов на ограничения по мощности в пределах заявленного диапазона автоматического вторичного регулирования, с учетом количества подключенных к системе АРЧМ гидроагрегатов ГЭС;

· фактов и продолжительности выходов на ограничения с учетом требований действующих инструкций по эксплуатации систем АРЧМ, определяющих допустимое время снятия указанных ограничений в пределах заявленного регулирования диапазона ГЭС.

По итогам контроля участия ГЭС участника оптового рынка во вторичном регулирования в расчетном месяце m СО определяет:

3.3.2.1. Показатель фактического участия каждой ГТП генерации j, зарегистрированной в отношении генерирующего оборудования ГЭС или ГАЭС, в неавтоматическом вторичном регулировании в расчетном месяце m, рассчитанный как отношение исполненных команд на изменение реактивной мощности к их общему числу за месяц:

где

– общее количество отданных СО по ГТП генерации j участника оптового рынка в расчетном месяце m команд оперативного вторичного регулирования;

– количество полностью/частично неисполненных по ГТП генерации j участника оптового рынка в расчетном месяце m команд оперативного вторичного регулирования.

3.3.2.2. Показатель фактического участия каждой ГТП генерации j, зарегистрированной в отношении генерирующего оборудования ГЭС, в АВРЧМ в расчетном месяце m, рассчитанный как отношение периодов удовлетворительного участия в автоматическом вторичном регулировании к заданному периоду участия:

где

– заданный СО период времени участия в АВРЧМ ГТП генерации j участника оптового рынка в расчетном месяце m;

– период неудовлетворительного в АВРЧМ участия ГТП генерации j участника оптового рынка в расчетном месяце m.

При этом:

· если к системе АВРЧМ подключено оборудование нескольких ГТП генерации, относящихся к одной ГЭС, то рассчитанный для ГЭС в целом показатель фактического участия регистрируется для всех вышеуказанных ГТП генерации;

· если система АРЧМ работает только с включенными автоматическими ограничителями перетоков (АОП) при отключенном режиме регулирования частоты или перетока, показатель фактического участия в автоматическом вторичном регулировании определяется для периодов с момента срабатывания АОП до момента окончания их работы. В остальное время определяется показатель фактического участия в оперативном вторично регулировании.

В случае если в расчетном месяце ГЭС к участию в АВРЧМ не привлекалась, значение показателя устанавливается равным 1.

Для ГЭС, установленной мощностью более 100 МВт, не готовых к участию в АВРЧМ, СО определяет , а устанавливает равным 0.

Для ГЭС, участвующих в АВРЧМ в период работы систем АРЧМ в режиме регулирования частоты или перетока мощности, СО определяет , а устанавливает равным 1.

Для ГЭС при работе систем АРЧМ только в режиме АОП, СО определяет и в зависимости от наличия периодов срабатывания АОП.

В периоды невозможности участия ГЭС в автоматическом вторичном регулировании из-за проведения ремонтных или регламентных работ на оборудовании систем АРЧМ по разрешенной СО заявке определяется , а устанавливается равным 1.

Для иных типов электростанций (не являющихся ГЭС, ГАЭС) коэффициенты ( и ) устанавливаются равными 1.

Основные порталы (построено редакторами)

Домашний очаг

Дом • Дача • Садоводство • Дети • Активность ребенка • Игры • Красота • Женщины • (Беременность) • Семья • Хобби
Здоровье: • Анатомия • Болезни • Вредные привычки • Диагностика • Народная медицина • Первая помощь • Питание • Фармацевтика
История: СССР • История России • Российская Империя
Окружающий мир: Животный мир • Домашние животные • Насекомые • Растения • Природа • Катаклизмы • Космос • Климат • Стихийные бедствия

Справочная информация

Документы • Законы • Извещения • Утверждения документов • Договора • Запросы предложений • Технические задания • Планы развития • Документоведение • Аналитика • Мероприятия • Конкурсы • Итоги • Администрации городов • Приказы • Контракты • Выполнение работ • Протоколы рассмотрения заявок • Аукционы • Проекты • Протоколы • Бюджетные организации
Муниципалитеты • Районы • Образования • Программы
Отчеты: • по упоминаниям • Документная база • Ценные бумаги
Положения: • Финансовые документы
Постановления: • Рубрикатор по темам • Финансы • города Российской Федерации • регионы • по точным датам
Регламенты
Термины: • Научная терминология • Финансовая • Экономическая
Время: • Даты • 2015 год • 2016 год
Документы в финансовой сфере • в инвестиционной • Финансовые документы - программы

Техника

Авиация • Авто • Вычислительная техника • Оборудование • (Электрооборудование) • Радио • Технологии • (Аудио-видео) • (Компьютеры)

Общество

Безопасность • Гражданские права и свободы • Искусство • (Музыка) • Культура • (Этика) • Мировые имена • Политика • (Геополитика) • (Идеологические конфликты) • Власть • Заговоры и перевороты • Гражданская позиция • Миграция • Религии и верования • (Конфессии) • Христианство • Мифология • Развлечения • Масс Медиа • Спорт (Боевые искусства) • Транспорт • Туризм
Войны и конфликты: Армия • Военная техника • Звания и награды

Образование и наука

Наука: Контрольные работы • Научно-технический прогресс • Педагогика • Рабочие программы • Факультеты • Методические рекомендации • Школа • Профессиональное образование • Мотивация учащихся
Предметы: Биология • География • Геология • История • Литература • Литературные жанры • Литературные герои • Математика • Медицина • Музыка • Право • Жилищное право • Земельное право • Уголовное право • Кодексы • Психология (Логика) • Русский язык • Социология • Физика • Филология • Философия • Химия • Юриспруденция

Мир

Регионы: Азия • Америка • Африка • Европа • Прибалтика • Европейская политика • Океания • Города мира
Россия: • Москва • Кавказ
• Регионы России • Программы регионов • Экономика

Бизнес и финансы

Бизнес: • Банки • Богатство и благосостояние • Коррупция • (Преступность) • Маркетинг • Менеджмент • Инвестиции • Ценные бумаги: • Управление • Открытые акционерные общества • Проекты • Документы • Ценные бумаги - контроль • Ценные бумаги - оценки • Облигации • Долги • Валюта • Недвижимость • (Аренда) • Профессии • Работа • Торговля • Услуги • Финансы • Страхование • Бюджет • Финансовые услуги • Кредиты • Компании • Государственные предприятия • Экономика • Макроэкономика • Микроэкономика • Налоги • Аудит
Промышленность: • Металлургия • Нефть • Сельское хозяйство • Энергетика
Строительство • Архитектура • Интерьер • Полы и перекрытия • Процесс строительства • Строительные материалы • Теплоизоляция • Экстерьер • Организация и управление производством