Регламент оперативного диспетчерского управления электроэнергетическим режимом объектов управления ЕЭС России (стр. 2 )

7.6.        Требования к структуре предложений участника оптового рынка по изменению диспетчерского графика и/или состава генерирующего оборудования        25

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

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

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

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

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

9.1.        Информация, предоставляемая участникам оптового рынка        28

9.2.        Информация, предоставляемая сетевым организациям        28

9.3.        Информация, предоставляемая КО        28

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

ПРЕДМЕТ ДЕЙСТВИЯ РЕГЛАМЕНТА

Настоящий Регламент определяет:

порядок формирования предварительного плана балансирующего рынка (ППБР) на операционные сутки, осуществляемого СО в торговые сутки (Х-1) по результатам конкурентного отбора ценовых заявок в соответствии с Регламентом проведения конкурентного отбора заявок для балансирования системы (Приложение к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка); порядок формирования планов балансирующего рынка (ПБР) на операционные сутки (Х) в темпе, близком к реальному времени, осуществляемых СО по результатам конкурентного отбора ценовых заявок в соответствии с Регламентом проведения конкурентного отбора заявок для балансирования системы (Приложение к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка); принципы оперативного диспетчерского управления режимами объектов генерации и объектов потребления с регулируемой нагрузкой1; действия, которые должен предпринимать СО для осуществления оперативного диспетчерского управления режимами объектов генерации и объектов потребления с регулируемой нагрузкой ЕЭС России в  реальном времени, а именно: обеспечение баланса между фактическим производством и потреблением электроэнергии в реальном масштабе времени; подготовка объектов генерации2 и объектов потребления с регулируемой нагрузкой, к участию в управлении режимами работы ЕЭС России; регулирование параметров режима объектов генерации и объектов потребления с регулируемой нагрузкой при производстве переключений в электрических сетях; обеспечение надежности функционирования и качества электроэнергии в ЕЭС России согласно нормативам и регламентам, установленным законодательством РФ; права и обязанности СО в  аварийных ситуациях; порядок представления Системным оператором информации о результатах оперативного диспетчерского управления режимами. СФЕРА ДЕЙСТВИЯ РЕГЛАМЕНТА

Положения настоящего Регламента распространяются:

на участников оптового рынка; на СР; на КО; на СО; на ФСК. ПОРЯДОК ФОРМИРОВАНИЯ ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫХ ПЛАНОВ БАЛАНСИРУЮЩЕГО РЫНКА ППБР Подготовка исходных данных для расчета ППБР

Исходной информацией для расчета ППБР является следующая информация:

прогноз потребления, выполняемый СО в отношении территорий диспетчерского управления в соответствии с Методикой формирования оперативного прогноза потребления активной мощности системным оператором для целей управления в режиме, близком к реальному времени, являющейся  приложением 1 к настоящему Регламенту; прогноз экспортно-импортных поставок (перетоков с зарубежными иностранными государствами), выполняемый СО на основании оперативных данных, получаемых СО от организаций, выполняющих функции системных операторов зарубежных энергосистем; прогноз «постоянных»3 графиков генерации, выполняемый СО на основании телеинформации, оперативных данных, поступающих по диспетчерским каналам, а также  оперативных уведомлений, представляемых в СО участниками рынка в соответствии с п. 7.3 настоящего Регламента; прогноз нагрузки ГТП генерации ГЭС, выполняемый СО на основании данных о располагаемых гидроресурсах, а также необходимые ограничения на почасовой график производства по ГТП ГЭС; прогноз минимальной и максимальной интегральной выработки ГТП генерации ГЭС, выполняемый СО на основании данных о располагаемых гидроресурсах; прогноз нагрузки ГТП генерации ТЭС, работающих по графику теплового потребления, и объектов генерации, соответствующих блок-станциям, при работе в условиях оптимизации режимов зависимого промышленного оборудования, выполняемый СО; прогноз нагрузки объектов генерации, дисквалифицированных СО4 в соответствии с Методикой дисквалификации ГТП и объектов управления на балансирующем рынке (приложение 2); прогноз уточненного состояния (включено/отключено) элементов электрической сети, определяющего топологию этой сети; прогноз уточненного состояния (включено/отключено) и параметров генераторов (пределы генерируемой мощности, скорости набора и сброса нагрузки); уточненные значения сетевых ограничений в контролируемых сечениях электрической сети, соответствующие уточненным топологи сети и состоянию генерирующего оборудования, включая данные об ограничениях на допустимые объемы перетоков между ценовыми зонами; присвоенные признаки дисквалификации ГТП в соответствии с Методикой дисквалификации ГТП и объектов управления на балансирующем рынке (приложение 2); уточнунные задания по резервированию активной мощности на группах РГЕ генерации; уточненные объемы интегральных ограничений по выработке электроэнергии на заданных интервалах времени; ценовые заявки, поданные участниками оптового рынка в соответствии с Регламентом подачи ценовых заявок участниками оптового рынка (Приложение к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка), за исключением ценовых заявок, поданных в отношении дисквалифицированных ГТП; прогноз перетоков с другими ценовыми и неценовыми зонами, выполняемый СО на основании указанных выше прогнозов и Регламента покупки/продажи электроэнергии участниками оптового рынка для дальнейшего использования в целях экспорта/импорта в зарубежные энергосистемы (Приложение к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка). Процедуры формирования диспетчерских объемов и индикаторов балансирующего рынка по результатам расчета ППБР

Формирование диспетчерских объемов и индикаторов стоимости при расчете ППБР производится на основании Регламента проведения конкурентного отбора заявок для балансирования системы (Приложение к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).

Процедуры формирования диспетчерского графика (ДГ) по результатам расчета ППБР

На основании результатов расчета ППБР СО по каждому объекту управления формирует ДГ, определяющий на момент окончания часа (середины получаса – для 2-й неценовой зоны) заданное значение активной мощности.

Формирование резервов при расчете ППБР

В ходе процедуры формирования ППБР осуществляется формирование резервов активной мощности генерирующего оборудования на величину разности между максимальной включенной мощностью режимной генерирующей единицы на рассматриваемый час (часы) и ее допустимой по решению СО загрузкой. Распределение указанной величины по видам резервов в соответствии с разделом 6 настоящего Регламента осуществляется СО. Определенное СО значение допустимой загрузки сообщается участникам оптового рынка при передаче РДГ в отношении конкретных режимных генерирующих единиц.

Доведение результатов расчета ДГ

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

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

СО осуществляет расчет планов балансирующего рынка (ПБР) в темпе, близком к реальному времени, результатом которого являются наборы последовательных во времени оптимальных значений:

мощности, принадлежащих траекториям уточненных диспетчерских графиков нагрузки (УДГ); почасовых диспетчерских объемов электроэнергии; индикаторов стоимости, определяемых в результате конкурентного отбора ценовых заявок на балансирование системы в соответствии с  Регламентом проведения конкурентного отбора заявок для балансирования системы (Приложение к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).

В конкурентном отборе ценовых заявок на балансирование системы для формирования ПБР участвуют ценовые заявки на планирование объемов производства / потребления электроэнергии (в том числе, оперативные ценопринимающие), поданные участниками оптового рынка в отношении ГТП генерации / ГТП потребления с регулируемой нагрузкой по объектам управления в соответствии с Регламентом подачи ценовых заявок участниками оптового рынка (Приложение к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка), с учетом требований п. 3.2.1 указанного регламента, и которые были поданы в отношении ГТП (по объекту управления – если ценовая заявка подавалась в отношении ГТП потребления с регулируемой нагрузкой), которые не были дисквалифицированы СО в соответствии с приложением 2 к настоящему Регламенту.

Подготовка исходных данных для расчета ПБР Расчеты ПБР выполняются СО с учетом всех типов технологических ограничений, которые учитываются в расчетах торгового графика в соответствии с Регламентом проведения конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед (Приложение к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка). Уточненные значения указанных технологических ограничений определяются условно-постоянными параметрами и актуализируемыми параметрами включенного на синхронную работу оборудования и их режимом работы в электроэнергетической системе, описанной в расчетных моделях, описывающих электроэнергетические системы, входящие в ценовые и неценовые зоны оптового рынка ЕЭС России. СО  обновляет следующую информацию об ожидаемых графиках актуализируемых параметров  расчетных моделей, определяемых для временных точек, приходящихся на окончание каждого диспетчерского интервала времени, входящего в период планирования ПБР: прогноз потребления, выполняемый СО на уровнях ЦДУ,  ОДУ и РДУ в отношении территорий диспетчерского управления в соответствии с Методикой формирования оперативного прогноза потребления активной мощности системным оператором для целей управления в режиме, близком к реальному времени, приведенной в приложении 1 к настоящему Регламенту: в РДУ рассчитываются прогнозы потребления по РЭЭС, входящим в зону оперативного управления РДУ, математически согласованные с прогнозом общего потребления по ОЭС и ЕЭС, выполняемым  на уровнях ОДУ и ЦДУ; в ОДУ рассчитываются прогнозы потребления по отдельным РЭЭС, входящим в ОЭС, и общий прогноз потребления по ОЭС в целом. Сумма прогнозов потребления по РЭЭС, составляющих ОЭС, математически согласовывается с прогнозами общего потребления по ОЭС, выполненными на уровнях ОДУ и ЦДУ; в ЦДУ рассчитывается прогноз общего потребления по ценовым зонам оптового рынка, согласующийся с прогнозами потребления по ОЭС и РЭЭС, общие прогнозы потребления по ОЭС, а также прогнозы по каждой РЭЭС; другая информация, изложенная в буллитах 2Ї14 п. 3.1 настоящего Регламента. оперативные ценопринимающие заявки в отношении ГТП генерации и ГТП потребления с регулируемой нагрузкой,  а также оперативные ценопринимающие заявки, поданные участником одновременно в отношении ГТП потребления на собственные нужды генерации и соответствующей ГТП генерации и (или) в отношении ГТП потребления с регулируемой нагрузкой и соответствующего ей объекта генерации и (или) в отношении ГТП потребления и соответствующей ГТП генерации блок-станции потребителя Ї для участия в процедуре конкурентного отбора на балансирование системы Ї в соответствии с Регламентом подачи участниками оптового рынка электроэнергии ценовых заявок для участия в конкурентном отборе (Приложение к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка). Порядок расчета ПБР Расчет ПБР выполняется СО в соответствии с Регламентом проведения конкурентного отбора заявок для балансирования системы (Приложение к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка) в отношении каждого часа периода планирования. Постоянные графики, за исключением графиков ГЭС, определяемых управляющими воздействиями СО, учитываются при расчете в виде ограничений (с Рмин = Рмакс = Рпостоянного графика) или модельной ценовой заявкой, приведенной в примечании 4, согласно Регламенту проведения конкурентного отбора заявок для балансирования системы (Приложение к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка). Прогнозные значения постоянных графиков (за исключением постоянных графиков ГЭС), учтенных при расчете в ПБР, не формируют регулярных ОДР, а соответствующие отклонения постоянного графика от ТГ не относятся на внешнюю инициативу. Результатами  расчета ПБР на каждый час являются: значения активной мощности по узлам расчетной модели на момент окончания часа Ї ПБР; мгновенные значения активной мощности, определяемые для каждого момента времени значениями ПБР, соединенными отрезками прямых Ї УДГ; почасовые диспетчерские объемы в узлах расчетной модели, определенные в соответствии с Регламентом проведения конкурентного отбора заявок для балансирования системы (Приложение к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка) регулярные оперативные диспетчерские распоряжения (регулярные ОДР), определяющие уточненный диспетчерский график на  период действия регулярных ОДР; индикаторы стоимости. Период планирования для ПБР, формируемых до 17 часов 00 минут по времени ценовой зоны операционных суток Х, распространяется до окончания текущих суток Х. Период планирования для ПБР, формируемых начиная с 17 часов 00 минут по времени ценовой зоны операционных суток Х, распространяется до окончания  суток, следующих за операционными (Х+1). Результаты расчета ПБР, одобренные дежурным персоналом СО в соответствии с п. 4.3 настоящего Регламента, представляются участникам оптового рынка в соответствии с п. 4.6 настоящего Регламента. Одобрение результатов расчета ПБР Результаты каждого завершившегося расчета ПБР проходят процедуру одобрения дежурным персоналом СО. Дежурный персонал СО одобряет результат расчета ПБР, если параметры электроэнергетического режима, сформированного с использованием актуализированной на данный период планирования расчетной модели, находятся в зоне допустимых значений для фактически складывающихся системных условий, а объемы изменения значений активной мощности объектов управления относительно предыдущего принятого ПБР соответствуют изменениям системных условий, принятым при  актуализации расчетной модели для данного ПБР. Дежурный персонал СО принимает решение об одобрении результатов расчета ПБР на основании данных, имеющихся в его распоряжении к моменту принятия решения, в т. ч. данных о потреблении, об изменении состава и параметров генерирующего,  электропотребляющего оборудования и топологии сети.  Результаты расчета ПБР могут быть не одобрены по следующим причинам: автоматический контроль результатов выявил наличие недопустимых нарушений технологических ограничений; дежурный персонал СО при проведении визуального анализа выявил наличие отклонений контролируемых параметров электроэнергетического режима, полученных в ходе расчета ПБР, угрожающих надежному функционированию ЕЭС; зафиксированы нарушения в системе электронного взаимодействия с объектами управления, создающие угрозу недоставки УДГ на объекты управления; выявлены существенные изменения следующих условий, произошедшие с момента формирования параметров расчетной модели к моменту выполнения процедуры одобрения результатов ПБР:

потребление первой ценовой зоны (европейской части ЕЭС России и Урала) Ї более 2 % или более 1500 МВт; потребление любой из пяти ОЭС европейской части ЕЭС России и Урала Ї более 4 % или более 600 МВт; потребление второй ценовой зоны (синхронно работающая часть ОЭС Сибири) – более 4% или более 800 МВт; изменение любого из экспортно-импортных сальдо перетоков на 500 и более МВт; аварийное отключение одной и более ВЛ 330-750 кВ или АТ (АТГ) связи с высшим напряжением 500 и более кВ и средним напряжением 220 и более кВ, в случае, если такое отключение требует перераспределения активной мощности на 1000 МВт и более; отключение/включение генераторов суммарной мощностью 1000 МВт и более;

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

потребление в целом по первой ценовой зоне (европейской части ЕЭС России и Урала) изменилось более чем на 600 МВт; потребление любой из пяти ОЭС европейской части ЕЭС России и Урала изменилось более чем на 200 МВт; потребление второй ценовой зоны (синхронно работающая часть ОЭС Сибири) изменилось более чем 300 МВт; суммарное  сальдо экспортно-импортных перетоков изменилось на 400 МВт и более; учтено отключение сетевого элемента, требующее перераспределения активной мощности на величину 200 МВт и более; учтено изменение состава и (или) параметров генерирующего оборудования  на величину  350 МВт и более. В случае одобрения (акцепта) результатов расчета, рассчитанным значениям присваивается статус ПБР. В случае одобрения результатов расчета и присвоения его результатам статуса ПБР, СО должен сформировать и довести УДГ до объектов управления.

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

ПБР формируется для целей: формирования регулярных ОДР, направляемых на объекты управления5 участников оптового рынка, в отношении ГТП в целом либо по каждой из режимных генерирующих (потребляющих) единиц, входящих в  ГТП, формирования команд по ГОУ соответствующего уровня диспетчерского управления. При этом, ПБР формируется следующим образом:

если результаты очередного расчета ПБР одобрены дежурным персоналом ЦДУ, значения мощности в ГТП участников, полученные в ходе расчета этого ПБР, приходящиеся на окончания диспетчерских интервалов, доводятся до объектов управления как уточненный диспетчерский график; если результаты очередного расчета ПБР не одобрены дежурным персоналом ЦДУ, точками уточненного диспетчерского графика являются значения мощности, полученные в ходе предыдущего одобренного расчета ПБР (ППБР) или заданные предыдущей командой диспетчера.

По точкам ПБР формируются значения мощности регулярной ОДР в отношении всех объектов генерации и объектов управления, относящихся к ГТП потребления с регулируемой нагрузкой, ценовые заявки которых учитывались в конкурентном отборе. Значения мощностей  в уточненном диспетчерском графике и в регулярной ОДР равны. При расчете ПБР значения мощности уточненного диспетчерского графика в отношении фактически прошедших часов не изменяются за исключением тех ГТП генерации и объектов управления, относящихся к ГТП потребления с регулируемой нагрузкой, по которым в ходе реализации диспетчерского управления в реальном времени были отданы внеплановые КДУ на несение измененной мощности. В отношении указанных ГТП значения мощности в диспетчерском графике могут быть приравнены значениям, указанным в диспетчерских командах. Первые 2 (два)  значения почасовых диспетчерских объемов, выданных в регулярных ОДР, и индикаторов стоимости, соответствующих этим диспетчерским объемам, используются для определения цен на балансирование «вверх» и цен на балансирование «вниз» и формирования ставок для расчетных показателей стоимости. Остальные передаваемые значения диспетчерских объемов и индикаторов стоимости могут быть изменены при проведении последующих расчетов ПБР. Порядок формирования диспетчерских объемов и индикаторов стоимости по результатам расчета ПБР

Порядок формирования диспетчерских объемов и индикаторов стоимости по результатам расчета ПБР определяется Регламентом проведения конкурентного отбора заявок для балансирования системы (Приложение к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).