Приложение

к Договору о присоединении к торговой системе

оптового рынка

РЕГЛАМЕНТ
ВНЕСЕНИЯ ИЗМЕНЕНИЙ В РАСЧЕТНУЮ МОДЕЛЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ

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 16 марта 2007 года (Протокол № 5/2007 заседания Наблюдательного совета НП «АТС»),

с изменениями от 13 октября 2008 года (Протокол № 22/2008 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),

с изменениями от 27 марта 2009 года (Протокол № 7/2009 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),

с изменениями от 30 октября 2009 года (Протокол № 26/2009 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»)

ОГЛАВЛЕНИЕ

РЕГЛАМЕНТ ВНЕСЕНИЯ ИЗМЕНЕНИЙ В РАСЧЕТНУЮ МОДЕЛЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ.. 1

1. Предмет и сфера действия Регламента. 3

1.1 Предмет 3

1.2 Сфера действия 3

2. Требования к расчетной модели электроэнергетической системы.. 3

2.1 Понятие о расчетной модели электроэнергетической системы. 3

2.2 Требования к расчетной электрической схеме 4

2.3 Требования к представлению параметров и режимов потребления активной мощности в расчетной электрической модели. 5

2.4 Требования к представлению параметров и режимов работы генерирующего оборудования в расчетной модели. 6

2.5 Требования к представлению системных условий в расчетной модели. 6

2.6 Требования к ограничениям, представленным в расчетной модели. 6

НЕ нашли? Не то? Что вы ищете?

3. Классификация параметров расчетной модели.. 6

3.1 Все параметры расчетной модели подразделяются на две группы. 6

3.2 К условно-постоянным параметрам относятся данные, содержащие следующую информацию. 6

3.3 К условно-переменным (актуализируемым) параметрам относятся данные, содержащие информацию на операционные сутки по четырем основным группам параметров. 7

4. Изменения расчетной модели.. 7

5. Причины изменения расчетной модели.. 8

6. Порядок изменения расчетной модели.. 8

6.1 Инициирование изменения расчетной модели. 8

6.2 Передача Системным оператором измененных параметров расчетной модели. 9

2.  Предмет и сфера действия Регламента

2.1  Предмет

Настоящий Регламент

§  описывает основные требования к расчетной модели электроэнергетической системы, включающей территории ценовых и неценовых зон оптового рынка, на которых вводятся в действие и применяются Правила оптового рынка электроэнергии (далее – расчетная модель);

§  регулирует отношения между Системным оператором, Коммерческим оператором (далее – КО) и Федеральной сетевой компанией, связанные:

1)  с классификацией параметров, включаемых в расчетную модель;
2)  внесением изменений Системным оператором в расчетную модель;
3)  передачей измененных параметров расчетной модели Коммерческому оператору и Федеральной сетевой компании;
4)  передачей информации об изменениях в расчетной модели другим участникам оптового рынка.

2.2  Сфера действия

Положения настоящего Регламента распространяются:

1)  на Коммерческого оператора;
2)  Системного оператора;
3)  Федеральную сетевую компанию;
4)  владельцев объектов электросетевого хозяйства;
5)  участников оптового рынка.

3.  Требования к расчетной модели электроэнергетической системы

3.1  Понятие о расчетной модели электроэнергетической системы

1) Расчетной моделью электроэнергетической системы является совокупность данных:

·  о схеме замещения электрических связей электроэнергетической системы (далее – расчетная электрическая схема);

·  параметрах и режимах потребления активной мощности;

·  параметрах и режимах работы генерирующего оборудования;

·  системных условиях.

2) Элементы схемы замещения могут находиться в состоянии «включен» или «отключен». Ежеквартально Системный оператор определяет набор элементов, состояние «включен» или «отключен» которых соответствует нормальной схеме замещения энергообъектов энергосистемы, и паспортных параметров генерирующего оборудования (далее по тексту соответствующая топология для расчетной электрической схемы и параметры генерирующего оборудования называются «базовыми»). В качестве базовых режимов используются установившиеся режимы электрической системы, рассчитанные для базовой топологии расчетной электрической схемы и потребления за характерные часы суток. В качестве базовых контролируемых сечений используются контролируемые сечения, вводимые для базовой схемы.

3.2  Требования к расчетной электрической схеме

3.2.1  Объем или размерность расчетной электрической схемы, т. е. количество узлов и ветвей (независимо от их состояния: «включено» / «выключено») определяется требованиями:

1)  Корректного моделирования объемов поставок электроэнергии на оптовом рынке.

Корректное моделирование достигается путем подробного (без эквивалентирования) представления в расчетной электрической схеме электрических связей электроэнергетической системы, обеспечивающих перетоки электрической энергии между генерирующим и энергопотребляющим оборудованием. В частности, в схеме замещения должны быть представлены следующие электрические связи 110–750 кВ:

    обеспечивающие присоединение к ЕЭС России предприятий электростанций – субъектов оптового рынка, потребителей и энергоснабжающих компаний – субъектов оптового рынка, снабжающих электроэнергией концентрированное потребление, а также покупателей электроэнергии, работающих по публичному договору для удовлетворения потребления определенной территории (после реструктуризации АО-энерго); между ОЭС; между ЕЭС России и иностранными энергосистемами.

2)  Учета возможных ограничений пропускной способности электрических сетей 220–750 кВ по условиям сохранения статической или динамической устойчивости и по токовой нагрузке.

В соответствии с указанным требованием в схеме замещения необходимо подробное представление электрических связей напряжением 220–750 кВ, состояние («включено»/«отключено») или допустимая нагрузка которых может повлечь ограничение объемов поставок мощности или объемов потребления. Вследствие этого в схеме замещения необходимо представить в явном (неэквивалентированном) виде всю сеть напряжением 220–750 кВ.

Исключения могут составлять единственно:

    тупиковые подстанции 220 кВ, находящиеся на территории одного субъекта рынка и не имеющие шунтирующих транзитов 110 кВ (их можно не представлять в схеме); параллельные линии электропередачи 220 кВ с одинаковыми параметрами и равными допустимыми токовыми нагрузками (их можно – хотя лучше этого не делать – представлять в виде эквивалентных ветвей, параметры которых определяются по правилам для параллельных ветвей).

3)  Учета возможных ограничений пропускной способности электрических сетей 110 кВ по токовой нагрузке.

Для выполнения этого требования в схеме замещения необходимо представлять основные (по решению СО) замкнутые транзиты 110 кВ, шунтирующие сети более высоких напряжений внутри ОЭС:

·  возможная перегрузка по току которых может привести к ограничению поставок электроэнергии;

·  секционирование (размыкание) которых в целях снятия перегрузок недопустимо по условиям надежности электроснабжения энергорайонов и крупных предприятий – потребителей.

4)  Адекватного моделирования присоединения генераторов к энергосистеме.

Для выполнения этого требования необходимо формировать расчетную электрическую схему таким образом, чтобы:

·  не допускать разнесения нагрузки генерации одного и того же натурального генератора в различные узлы схемы замещения;

·  обеспечить полное отражение в модели схемы присоединения генераторов электрических станций к распределительным устройствам 110–750 кВ.

5)  Адекватного моделирования в расчетной электрической схеме внешних эквивалентов схемы замещения.

Внешние по отношению к территории ценовой зоны № 1 электроэнергетические системы Казахстана, Закавказья, Украины, Беларуси и стран Балтии должны быть представлены:

·  линиями электропередачи напряжением 110–750 кВ на границах с европейской частью ЕЭС России;

·  неэквивалентированными внутренними электрическими связями классов напряжений 750–500–330 кВ;

·  эквивалентными внутренними связями классов напряжений 110–220 кВ.

3.2.2  Не допускается:

·  моделирование активных и реактивных нагрузок в узлах расчетной электрической схемы путем задания дополнительных ветвей.

3.3  Требования к представлению параметров и режимов потребления активной мощности в расчетной электрической модели

1)  При представлении в расчетной модели активной нагрузки, задаваемой в узлах расчетной схемы, используется статическая характеристика активной мощности, не зависящая от напряжения (активная мощность равна постоянной).

2)  В целях улучшения сходимости расчета установившегося режима в нагрузочных узлах расчетной схемы задаются статические характеристики реактивной мощности по напряжению.

3)  Каждому энергопотребляющему оборудованию или совокупности энергопотребляющего оборудования, режим потребления электрической энергии (мощности) которого влияет на режим работы энергосистемы в целом, в расчетной модели выделяется индивидуальный узел или несколько индивидуальных узлов. При этом один узел отводится только под такое электропотребляющее оборудование, которое объединено в единый технологический комплекс и не является территориально распределенным (потери на передачу электроэнергии внутри комплекса пренебрежимо малы). Указанное соотнесение энергопотребляющего оборудования и узлов расчетной модели осуществляется в том числе с учетом Методики определения групп точек поставки на оптовом рынке электроэнергии (приложение 3 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка).

4)  Представление в одном узле расчетной модели крупных – удовлетворяющих количественным характеристикам участников оптового рынка – потребителей и генераторов не допускается за исключением уже зафиксированных в расчетной схеме случаев, когда схема замещения для узлов, получаемых в результате требуемого разделения, является электрически эквивалентной единому узлу, и с точки зрения управления режимами разделение указанного узла по обоснованному мнению Системного оператора нецелесообразно.

3.4  Требования к представлению параметров и режимов работы генерирующего оборудования в расчетной модели

В расчетной модели должны быть представлены:

·  значение номинальной мощности генерирующего оборудования;

·  значение максимальной мощности включенного генерирующего оборудования, готовой к несению нагрузки, а при необходимости максимум СО;

·  значения минимальной возможной мощности генерирующего оборудования (технический минимум, а при необходимости технологический и (или) минимум СО);

·  параметры, характеризующие скорость изменения нагрузки генерирующего оборудования в плановом режиме.

3.5  Требования к представлению системных условий в расчетной модели

В расчетной модели должны быть представлены следующие системные условия:

1)  Сетевые ограничения:

·  значения допустимых токовых нагрузок (авто-) трансформаторов и линий электропередачи;

·  значения максимально допустимых перетоков активной мощности в сечениях.

2)  Ограничения по системной надежности:

·  значения минимальной вращающейся мощности генераторов (по тем генераторам, для которых это актуально) по условиям настройки релейной защиты;

·  объемы производства электрической энергии и резервов, предоставляемых системными генераторами;

·  дополнительные ограничения на суммарную величину резервов для оптимизации объемов отклонений по внешней регулировочной инициативе.

3)  Другие ограничения:

·  интегральные ограничения по использованию гидроресурсов или по топливу;

·  ограничения по реактивной мощности и напряжениям в узлах.

Значения ограничений по устойчивости в режиме внесения изменений в схему не предоставляются.

3.6  Требования к ограничениям, представленным в расчетной модели

Система ограничений, представленная в расчетной модели, должна быть совместна, т. е. для каждого часа при соблюдении всех ограничений можно сформировать сбалансированный режим (модули и фазовые углы узловых напряжений, задающие перетоки активной и реактивной мощности по ветвям расчетной электрической схемы, удовлетворяют заданному состоянию схемы замещения, режимам потребления, параметрам и режимам генерации при соблюдении системных условий).

4.  Классификация параметров расчетной модели

4.1  Все параметры расчетной модели подразделяются на две группы:

1)  условно-постоянные параметры;
2)  условно-переменные (актуализируемые) параметры.

4.2  К условно-постоянным параметрам относятся данные, содержащие следующую информацию:

·  базовую топологию расчетной электрической схемы (модели) и параметры (активное сопротивление, реактивное сопротивление, коэффициенты трансформации и т. д.) ее элементов, относящихся к электрической сети;

·  перечень базовых контролируемых сечений;

·  перечень единиц генерирующего оборудования с паспортными характеристиками;

·  список потребляющих объектов (состав и параметры нагрузки) с указанием узлов расчетной модели, к которым они относятся;

·  перечень режимных генерирующих единиц и их соотнесение с узлами расчетной схемы (модели) и с группами точек поставки (генерирующими объектами).

4.3  К условно-переменным (актуализируемым) параметрам относятся данные, содержащие информацию на операционные сутки по четырем основным группам параметров.

1)  Параметры, относящиеся к расчетной схеме:

·  величины максимально допустимых перетоков мощности в базовых и актуальных на данные операционные сутки любых других контролируемых сечениях, группах ветвей или отдельных сетевых элементах;

·  изменение топологии расчетной схемы по сравнению с базовой путем включения/отключения ветвей расчетной схемы, не приводящего к изменению идентификационных номеров;

·  коэффициенты разнесения объемов производства (потребления) генерирующих (потребляющих) объектов или групп точек поставки по узлам расчетной модели.

2)  Параметры, относящиеся к генерирующим объектам:

·  состав включенных единиц генерирующего оборудования (далее – состав оборудования) и временные изменения (если имеются) их технических характеристик по сравнению с паспортными, с указанием причин изменения; ограничения на режимы работы режимных генерирующих единиц (далее – РГЕ), обусловленные выбранным составом оборудования (в том числе по техническому и технологическому минимуму по РГЕ);

·  начальный скачок и скорость сброса/набора нагрузки режимных генерирующих единиц, обусловленные выбранным составом оборудования;

·  суммарные ограничения максимальной и минимальной мощности режимных генерирующих единиц, исходя из требований к наличию резервов;

·  суммарные ограничения на максимальные и минимальные значения производства активной мощности режимных генерирующих единиц, определенные СО по системным условиям, не связанным с состоянием оборудования участника (в том числе исходя из требований к наличию резервов мощности) (максимум и минимум СО);

·  сформированные в соответствии с Регламентом актуализации расчетной модели (Приложение к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка) прогнозные значения мощности режимных генерирующих единиц на конец каждого часа операционных суток.

3)  Параметры, относящиеся к прогнозному режиму на конец каждого часа операционных суток:

·  значения фаз и модулей напряжений в узлах расчетной модели.

4)  Параметры, относящиеся к потребляющим объектам:

·  прогнозные значения нагрузок для всех узлов расчетной модели на конец каждого часа (ПДГ).

5.  Изменения расчетной модели

·  Изменением расчетной модели считается любое изменение ее условно-постоянных параметров.

·  Определение значений условно-переменных параметров расчетной модели производится СО в процессе ее ежедневной актуализации (см. Регламент актуализации расчетной модели (Приложение к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).

6.  Причины изменения расчетной модели

Причины внесения изменений в расчетную модель могут быть связаны:

·  с включением нового, перемаркировкой или демонтажем (консервацией) существующего сетевого, и (или) генерирующего, и (или) крупного потребляющего оборудования – для изменений расчетной схемы, входящей в расчетную модель сети, в части, моделирующей соответствующие участки электроэнергетической системы;

·  необходимостью постоянного ограничения пропускной способности новых (небазовых) сечений в связи с изменением расчетной схемы и (или) режимов работы сети – для введения новых базовых контролируемых сечений;

·  отнесением режимных генерирующих единиц к другим группам точек поставки в результате повышения класса точности системы коммерческого учета – для изменения узлов отнесения к расчетной модели;

·  появлением новых режимных генерирующих единиц, в частности разбиением или слиянием режимных генерирующих единиц с целью улучшения процедуры оперативно-диспетчерского управления, – для изменения узлов отнесения к расчетной модели;

·  изменением паспортных характеристик единиц генерирующего оборудования;

·  появлением новых, отключением старых или изменением (дезагрегированием) узлов отнесения к расчетной схеме (модели) действующих потребляющих объектов – для изменения узлов отнесения к расчетной модели;

·  изменением состава участников оптового рынка или структуры их генерирующих/потребляющих объектов, приводящим к изменению групп точек поставки, – для изменения узлов отнесения к расчетной модели без изменения расчетной схемы;

·  совершенствованием расчетной модели с целью повышения ее детализации путем добавления в расчетную схему узлов и ветвей, соответствующих неэквивалентированным схемам замещения, в частности, моделирования сетей 110 кВ, и путем уточнения процедуры эквивалентирования – для изменений расчетной схемы, входящей в расчетную модель сети, и для всех вызванных ими изменений;

·  изменением территориальных границ ценовой зоны оптового рынка, соответствующей электроэнергетической системе, представленной в расчетной модели;

·  выявлением непредставленных в данной расчетной модели системных ограничений;

·  уточнением параметров ветвей расчетной модели.

7.  Порядок изменения расчетной модели

7.1  Инициирование изменения расчетной модели

7.1.1  Инициатором изменения расчетных моделей могут быть любые субъекты ОРЭ, в том числе:

1)  Коммерческий оператор;
2)  Системный оператор;
3)  Федеральная сетевая компания;
4)  владельцы объектов электросетевого хозяйства – в случае покупки ими потерь на ОРЭ – в части представления в модели относящихся к ним территорий электроэнергетической системы;
5)  участники оптового рынка – в части представления в модели относящихся к ним территорий электроэнергетической системы;
6) а также действия внешних по отношению к ОРЭ организаций.

7.1.2  Предложения по изменению расчетной модели должны содержать мотивированное обоснование и могут быть сделаны только по одной из причин, перечисленных в разделе 5.

7.1.3  Предложения по изменению расчетной модели, противоречащие требованиям к расчетной модели, сформулированным в разделе 2, не рассматриваются и подобные изменения в модель не вносятся.

7.1.4  Предложения по изменению расчетной модели, инициированные участниками оптового рынка, направляются в КО, предварительно рассматриваются КО на предмет соответствия разделу 5 настоящего Регламента и в случае одобрения передаются на рассмотрение Системному оператору как предложения КО. В случае неодобрения КО формулирует участнику оптового рынка обоснованный отказ в срок не позднее 5 (пяти) рабочих дней c даты получения предложения.

7.1.5  Предложения по изменению расчетной модели, инициированные владельцами объектов электросетевого хозяйства, направляются в КО и ФСК, предварительно рассматриваются КО и ФСК, в случае одобрения обоими передаются на рассмотрение Системному оператору как предложения КО, а в случае неодобрения, КО формулирует участнику оптового рынка обоснованный отказ.

7.1.6  Предложения КО по изменению расчетной модели должны быть в течение 15 (пятнадцати) рабочих дней рассмотрены Системным оператором и либо отклонены им с обоснованием отказа, либо одобрены с обоснованием ориентировочного срока и (или) условий внесения соответствующих изменений. Данный ответ сообщается Коммерческим оператором инициатору изменения в письменной форме в течение 3 (трех) рабочих дней с даты получения ответа от СО.

7.1.7  Одобренные или инициированные Системным оператором изменения в расчетную модель вносятся им по указанной в п. 6.2 процедуре в обоснованные им сроки за исключением изменений, инициированных нормативными документами с означенными в них сроками введения в действие измененной расчетной модели.

7.1.8  Системный оператор должен обеспечить хранение всей информации о расчетной модели и обо всех вносившихся в нее изменениях в течение срока не менее 2 (двух) лет, а также предоставлять данную информацию КО по письменному запросу.

7.2  Передача Системным оператором измененных параметров расчетной модели

7.2.1  Системный оператор направляет КО и Федеральной сетевой компании конкретный перечень изменений в расчетную модель с указанием причин и сроков перехода на актуализацию по измененной расчетной модели. При этом изменение расчетной модели необходимо произвести относительно всех 24 режимов начиная с нуля часов указанной даты.

7.2.2  КО не позднее чем через 5 (пять) рабочих дней после получения перечня изменений расчетной модели сообщает Системному оператору дату готовности перехода на измененную расчетную модель и вносит необходимые изменения в свое программное обеспечение.

7.2.3  Системный оператор после получения от КО срока готовности перехода на измененную расчетную модель уведомляет КО и всех субъектов оптового рынка о дате перехода на новую расчетную модель.

7.2.4  С момента наступления указанной даты Системный оператор обеспечивает актуализацию расчетной модели с измененными параметрами. Кроме этого, при первой актуализации скорректированной расчетной модели Системный оператор дополнительно предоставляет КО и Федеральной сетевой компании перечень внесенных изменений в расчетную модель, подписанный уполномоченным представителем Системного оператора.