Проект Приказа Министерства энергетики РФ "Об утверждении Правил определения объемов и размещения резервов активной мощности в Единой энергетической системе России при краткосрочном планировании электроэнергетического режима" (подготовлен Минэнерго России 13.04.2017)

Досье на проект

Пояснительная записка

В соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 2 марта 2017 г. N 244 "О совершенствовании требований к обеспечению надежности и безопасности электроэнергетических систем и объектов электроэнергетики и внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации" (Официальный интернет-портал правовой информации http://www.pravo.gov.ru, 06.03.2017), приказываю:

Утвердить прилагаемые Правила определения объемов и размещения резервов активной мощности в Единой энергетической системе России при краткосрочном планировании электроэнергетического режима.

Министр

А.В. Новак

УТВЕРЖДЕНЫ
приказом Минэнерго России
от "__" ____ 2017 г. N ___

Правила
определения объемов и размещения резервов активной мощности в Единой энергетической системе России при краткосрочном планировании электроэнергетического режима

I. Общие положения

1. Настоящие Правила определения объемов и размещения резервов активной мощности в Единой энергетической системе России при краткосрочном планировании электроэнергетического режима (далее - Правила) устанавливают требования к определению нормативных и плановых объемов резервов активной мощности, размещению плановых объемов резервов активной мощности (кроме резерва третичного регулирования) при краткосрочном планировании и определению фактических объемов резервов активной мощности.

2. Правила применяются системным оператором при выборе состава включенного генерирующего оборудования и генерирующего оборудования, находящегося в резерве, и планировании электроэнергетического режима Единой энергетической системы России на операционные сутки и периоды в пределах операционных суток на территории:

первой синхронной зоны Единой энергетической системы России;

второй синхронной зоны Единой энергетической системы России;

временно выделенных на изолированную работу объединенных электроэнергетических систем (частей объединенных электроэнергетических систем), за исключением требований к определению нормативного объема и планированию резерва первичного регулирования, определению нормативного объема и планированию резерва вторичного регулирования.

3. В настоящих Правилах применены понятия в соответствии с нормативными правовыми актами Российской Федерации в области электроэнергетики, а также понятия, указанные в приложении к Правилам.

4. В настоящих Правилах применены следующие сокращения:

АВРЧМ - автоматическое вторичное регулирование частоты и перетоков активной мощности;

ВСВГО - выбор состава включенного генерирующего оборудования и генерирующего оборудования, находящегося в резерве;

ГЭС - гидроэлектростанция;

ЕЭС России - Единая энергетическая система России;

НПРЧ - нормированное первичное регулирование частоты;

ПА - противоаварийная автоматика;

РВР - резерв вторичного регулирования;

РПР - резерв первичного регулирования;

РТР - резерв третичного регулирования;

ТЭС - тепловая электростанция;

ЦС АРЧМ - централизованная система автоматического регулирования частоты и перетоков активной мощности;

ЦКС АРЧМ - центральная координирующая система автоматического регулирования частоты и перетоков активной мощности;

частота - частота электрического тока.

5. Определение нормативных и плановых объемов РПР, РВР, РТР, и размещение плановых объемов РПР и РВР осуществляются системным оператором на всех этапах краткосрочного планирования.

6. Выполнение требований к определению нормативных, плановых и фактических объемов РПР, РВР и РТР на загрузку и на разгрузку, а также требований к размещению резервов, установленных настоящими Правилами, должно обеспечиваться для каждого интервала планирования.

II. Резерв первичного регулирования

7. Для первой синхронной зоны ЕЭС России нормативный объем РПР должен соответствовать величине, определенной органом Электроэнергетического совета Содружества Независимых Государств, уполномоченным на согласование принципов управления и осуществление оперативно-технологической координации совместной работы энергосистем стран Содружества Независимых Государств и Балтии.

8. Для второй синхронной зоны ЕЭС России нормативный объем РПР должен обеспечивать компенсацию расчетного небаланса мощности с учетом объема управляющих воздействий от устройств (комплексов) ПА, реализуемых при нормативном возмущении, приводящем к возникновению расчетного небаланса мощности.

9. Планирование РПР осуществляется для каждой области регулирования, в которой производится регулирование частоты, путем размещения РПР на единицах генерирующего оборудования, находящихся в области регулирования.

10. Размещение РПР осуществляется только на единицах генерирующего оборудования, в отношении которых имеется техническая возможность и договорные обязательства по предоставлению услуг по НПРЧ.

В случае если суммарные объемы первичной мощности на генерирующем оборудовании, в отношении которого имеется техническая возможность и договорные обязательства по предоставлению услуг по НПРЧ, превышают нормативный объем РПР, РПР размещается на генерирующем оборудовании с учетом экономических приоритетов, устанавливаемых договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

11. Размещение РПР на единицах генерирующего оборудования осуществляется системным оператором посредством задания максимальной и минимальной активной мощности, отличной от заявленной участниками оптового рынка электрической энергии и мощности в уведомлениях о составе и параметрах генерирующего оборудования в соответствии с технологическими параметрами оборудования и требованиями договоров об оказании услуг по НПРЧ.

12. Плановый объем РПР определяется как сумма размещенных РПР на единицах генерирующего оборудования, находящихся в области регулирования, и должен быть не менее нормативного объема РПР.

13. При невозможности размещения нормативного объема РПР на единицах генерирующего оборудования, соответствующих требованиям, установленным пунктом 10 настоящих Правил, плановый объем РВР должен быть увеличен на величину разницы между нормативным и размещенным объемом РПР.

14. Фактический объем РПР определяется для каждой области регулирования, в которой производится регулирование частоты.

Фактический объем РПР равен сумме фактических РПР на всех единицах генерирующего оборудования, техническое состояние которого обеспечивает при наличии необходимых условий реализацию размещенного на нем РПР.

III. Резерв вторичного регулирования

15. Нормативный объем РВР определяется для каждой области регулирования, в которой производится регулирование частоты и (или) внешних перетоков активной мощности.

16. Нормативный объем РВР на загрузку определяется как наибольшее из следующих значений:

расчетного небаланса мощности, связанного с отключением генерирующего оборудования с наибольшей рабочей мощностью в области регулирования;

объема управляющих воздействий от устройств (комплексов) ПА на отключение генерирующего оборудования в области регулирования;

нерегулярных отклонений мощности и динамической погрешности регулирования баланса мощности.

17. Нормативный объем РВР на разгрузку равен значению нерегулярных отклонений мощности и динамической погрешности регулирования баланса мощности.

18. Значение величины нерегулярных отклонений мощности и динамической погрешности регулирования баланса мощности должно определяться системным оператором для каждой области регулирования с учетом скорости изменения потребления активной мощности и максимальной величины потребления активной мощности для каждого интервала планирования.

19.  Планирование РВР осуществляется для каждой области регулирования, в которой производится регулирование частоты или внешних перетоков активной мощности, путем размещения РВР на генерирующем оборудовании, находящемся в области регулирования.

20. При невозможности размещения нормативного объема РПР, определяемого в соответствии с разделом II настоящих Правил, на включенном генерирующем оборудовании плановый объем РВР должен быть увеличен на величину разницы между нормативным объемом РПР и размещенным объемом РПР.

21. Плановый объем РВР равен сумме размещенных РВР на генерирующем оборудовании, находящемся в области регулирования, за исключением объема невыпускаемых резервов, определенного в соответствии с требованиями раздела V настоящих Правил.

22. Плановый объем РВР должен быть не менее нормативного объема РВР.

23. Плановый объем РВР должен быть размещен на следующих электростанциях (в порядке снижения приоритета):

а)  ГЭС, подключенных к ЦКС АРЧМ (к ЦС АРЧМ, управляемым по командам ЦКС АРЧМ) в режиме регулирования частоты или перетоков активной мощности;

б) ТЭС, подключенных к ЦКС АРЧМ (к ЦС АРЧМ, управляемым по командам ЦКС АРЧМ) в режиме регулирования частоты или перетоков активной мощности, генерирующее оборудование которых имеет техническую возможность и в отношении которых имеются договорные обязательства по предоставлению услуг по АВРЧМ.

24. Размещение РВР на генерирующем оборудовании осуществляется системным оператором посредством задания максимальной и минимальной активной мощности, отличной от заявленной участниками оптового рынка электрической энергии и мощности в уведомлениях о составе и параметрах генерирующего оборудования в свободной от размещения РПР части регулировочного диапазона для ТЭС в соответствии с технической возможностью и требованиями договоров об оказании услуг по АВРЧМ.

25. При невозможности размещения нормативного объема РВР на электростанциях, подключенных к ЦКС АРЧМ (к ЦС АРЧМ, управляемым по командам ЦКС АРЧМ), минимальный объем РВР, размещенный на электростанциях, подключенных к ЦКС АРЧМ (к ЦС АРЧМ, управляемым по командам ЦКС АРЧМ), определяется системным оператором.

26. В период наступления половодья приоритетность размещения РВР на ГЭС и ТЭС может быть изменена системным оператором с целью наиболее полного использования водных ресурсов.

27. Фактический объем РВР определяется для каждой области регулирования, в которой производится регулирование частоты или внешних перетоков активной мощности.

Фактический объем РВР в каждой области регулирования определяется как сумма РВР на генерирующем оборудовании, на котором размещен РВР, за исключением объема невыпускаемых резервов, определенного в соответствии с требованиями раздела V настоящих Правил.

IV. Резерв третичного регулирования

28. Нормативный объем РТР определяется для каждой области регулирования, в которой производится регулирование частоты.

29. Нормативный объем РТР на загрузку определяется как сумма следующих величин:

объема резерва на загрузку, необходимого для восстановления объема РВР (принимается равным нормативному объему РВР на загрузку, определенному в соответствии с требованиями раздела III настоящих Правил);

статистической величины погрешности прогнозирования потребления активной мощности;

расчетного небаланса мощности, связанного с отключением генерирующего оборудования в области регулирования.

30. Нормативный объем РТР на разгрузку определяется как сумма следующих величин:

объема резерва на разгрузку, необходимого для восстановления объема РВР (принимается равным нормативному объему РВР на разгрузку, определенному в соответствии с требованиями раздела III настоящих Правил);

статистической величины погрешности прогнозирования потребления активной мощности;

расчетного небаланса мощности, связанного с отключением узла потребления с наибольшей мощностью потребления в области регулирования.

31. Значение статистической величины погрешности прогнозирования потребления активной мощности должно определяться системным оператором с учетом периода, на который выполняется прогнозирование и прогнозируемых погодных условий.

32. Планирование РТР осуществляется для каждой области регулирования, в которой осуществляется регулирование частоты, в соответствии с требованиями, указанными в настоящем разделе, посредством выбора состава включенного генерирующего оборудования, осуществляемого в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

33. При проведении расчетов ВСВГО минимально необходимый объем РТР в первой синхронной зоне ЕЭС России определяется как сумма нормативного объема РТР и величины снижения рабочей мощности.

При этом величина снижения рабочей мощности определяется как сумма следующих величин:

среднего значения рабочей мощности генерирующего оборудования, аварийно или непланово отключенного и не включенного в сеть в связи с прекращением пусковых операций. за период, определяемый системным оператором;

среднего значения неплановых ограничений рабочей мощности генерирующего оборудования за период, определяемый системным оператором.

34. При проведении расчетов ВСВГО не менее 70 % объема РТР, определенного в соответствии с пунктом 33 настоящих Правил, должно размещаться на генерирующем оборудовании, находящемся в центральной части Европейской территории первой синхронной зоны ЕЭС России, состав которого определяется системным оператором.

35. Плановый объем РТР в каждой области регулирования должен быть не менее нормативного, за исключением внутрисуточного планирования на период времени до 8 часов.

36. В плановом объеме РТР учитывается свободный от размещения РПР и РВР регулировочный диапазон включенного генерирующего оборудования ТЭС, а также остановленного генерирующего оборудования ТЭС, обеспеченного энергоресурсами на время работы не менее 8 часов, включение в сеть которого и последующий набор нагрузки возможны в течение не более 20 минут.

37. Плановый объем РТР равен сумме РТР на генерирующем оборудовании, находящемся в области регулирования, за исключением:

РТР на генерирующем оборудовании на ТЭС, имеющих объем запасов топлива ниже неснижаемого нормативного запаса топлива;

РТР на генерирующем оборудовании на монотопливных ТЭС, имеющих ограничения по суточной выработке электрической энергии, вне зависимости от наличия неиспользованного регулировочного диапазона;

РТР на генерирующем оборудовании, находящемся на территории неценовых зон.

38. Для исключения длительного превышения максимально допустимых перетоков активной мощности в сечениях, вызванного снижением максимально допустимых перетоков активной мощности в указанных сечениях вследствие единичных нормативных возмущений или увеличением фактических перетоков активной мощности, вызванных небалансами активной мощности вследствие единичных нормативных возмущений, при планировании должна быть обеспечена достаточность объемов РТР, размещаемых на электростанциях (группах электростанций), изменение технологических режимов работы которых оказывает непосредственное влияние на переток активной мощности в указанных сечениях (с учетом их пропускной способности).

Минимально необходимая величина объема РТР, доступного для размещения на таких электростанциях (группах электростанций), должна обеспечивать требуемое изменение перетоков активной мощности в указанных сечениях в течение не менее 8 часов.

39.  Перечень сечений электрической сети, для которых должна осуществляться проверка выполнения требований пункта 38 настоящих Правил (включая перечень электростанций (групп электростанций), изменение технологических режимов работы которых оказывает непосредственное влияние на переток активной мощности в указанных сечениях), определяется системным оператором путем анализа контролируемых сечений с ограниченной пропускной способностью с установлением областей регулирования, ограниченных этими сечениями.

40. В случае если плановый объем РТР на генерирующем оборудовании, определенный в соответствии с требованиями пунктов 36 и 37 настоящих Правил, менее нормативного, выполняется проверка достаточности регулировочного диапазона на ГЭС, имеющих возможность участия в третичном регулировании.

При этом плановый объем РТР на загрузку на ГЭС определяется как разница между рабочей и плановой мощностью ГЭС за вычетом объема размещенных объемов РПР, РВР на загрузку. Плановый объем РТР на разгрузку на ГЭС определяется как разница между плановой и минимальной мощностью ГЭС за вычетом объема размещенных объемов РПР, РВР на разгрузку.

Перечень ГЭС, имеющих возможность участия в третичном регулировании, определяется системным оператором.

41. Фактический объем РТР определяется для каждой области регулирования, в которой производится регулирование частоты, как сумма РТР на генерирующем оборудовании ТЭС, за исключением:

РТР на генерирующем оборудовании на ТЭС, имеющих объем запасов топлива ниже неснижаемого нормативного запаса топлива;

РТР на генерирующем оборудовании на монотопливных ТЭС, имеющих ограничения по суточной выработке электрической энергии, вне зависимости от наличия неиспользованного регулировочного диапазона;

РТР на генерирующем оборудовании, находящемся на территории неценовых зон.

V. Определение объема невыпускаемых резервов

42. Определение объема невыпускаемых резервов осуществляется при планировании и определении фактического объема РВР, РТР на загрузку.

43. Объем невыпускаемых резервов определяется сетевыми ограничениями, не позволяющими обеспечить реализацию запланированного (фактического) резерва, размещенного на электростанциях (группах электростанций), изменение технологических режимов работы которых оказывает непосредственное влияние на переток активной мощности в сечениях электрической сети, определенных системным оператором, с учетом их пропускной способности.

44. Объем невыпускаемых РВР и (или) РТР определяется как разница между запланированным (фактическим) объемом РВР и (или) РТР и реализуемым с учетом сетевых ограничений объемом РВР и (или) РТР соответственно.

Приложение
к Правилам определения объемов и размещения
резервов активной мощности в Единой энергетической системе России
при краткосрочном планировании электроэнергетического режима

Понятия,
используемые в Правилах определения объемов и размещения резервов активной мощности в Единой энергетической системе России при краткосрочном планировании электроэнергетического режима

Вторая синхронная зона ЕЭС России - часть ЕЭС России, включающая в себя объединенную энергосистему Востока, которая работает изолированно от первой синхронной зоны;

вторичная мощность: Величина изменения активной мощности генерирующего оборудования при вторичном регулировании;

вторичное регулирование частоты и перетоков активной мощности (вторичное регулирование) - процесс автоматического или оперативного изменения активной мощности генерирующего оборудования для восстановления заданного значения частоты или заданного значения внешнего перетока области регулирования;

внешний переток области регулирования - алгебраическая сумма перетоков активной мощности по всем связям (сальдо переток) или части связей, соединяющих область регулирования со смежными частями синхронной зоны;

небаланс мощности области регулирования - отклонение от планового баланса активной мощности области регулирования по любой причине, вызывающее отклонение частоты от заданного значения в синхронной зоне и отклонение внешнего перетока данной области регулирования от заданного значения с учетом коррекции по частоте.

нормативный объем резерва - величина резерва мощности, минимально необходимая для обеспечения надежного функционирования энергосистемы в нормальном режиме и в послеаварийных режимах после нормативных возмущений. Нормативный объем резерва определяется для первичного, вторичного и третичного регулирования;

нормированное первичное регулирование частоты - первичное регулирование, осуществляемое выделенным генерирующим оборудованием в пределах заданных резервов первичного регулирования в соответствии с характеристиками (параметрами), заданными для нормированного первичного регулирования частоты;

область регулирования - синхронная зона, в которой осуществляется регулирование частоты, или часть синхронной зоны, в которой осуществляется регулирование внешнего перетока активной мощности;

первичная мощность - Величина изменения активной мощности генерирующего оборудования при первичном регулировании;

первичное регулирование частоты (первичное регулирование) - процесс автоматического изменения мощности генерирующего оборудования под действием первичных регуляторов, вызванный изменением частоты и направленный на уменьшение этого изменения;

расчетный небаланс мощности - максимальная величина небаланса активной мощности, возникновение которого возможно в области регулирования в результате нормативных возмущений, используемая для расчетов резервов первичного, вторичного и третичного регулирования;

регулировочный диапазон - интервал допустимых нагрузок генерирующего оборудования по активной мощности для нормальных условий его эксплуатации, при которых параметры генерирующего оборудования находятся в допустимых пределах;

резерв вторичного регулирования - часть регулировочного диапазона генерирующего оборудования на загрузку или на разгрузку (соответственно резерв на загрузку и резерв на разгрузку), используемая для вторичного регулирования;

резерв первичного регулирования - максимальная величина гарантированного изменения активной мощности генерирующего оборудования на загрузку или на разгрузку соответственно при понижении или повышении частоты относительно заданного значения;

резерв третичного регулирования - часть регулировочного диапазона генерирующего оборудования на загрузку или на разгрузку (соответственно резерв на загрузку и резерв на разгрузку), используемая для третичного регулирования;

синхронная зона - совокупность всего синхронно работающего генерирующего оборудования и энергопринимающих установок потребителей электрической энергии, имеющих общую частоту электрического тока;

первая синхронная зона ЕЭС России - часть ЕЭС России, включающая в себя все объединенные энергосистемы, кроме объединенной энергосистемы Востока;

третичное регулирование мощности (третичное регулирование) - Процесс изменения активной мощности генерирующего оборудования в целях восстановления резервов вторичного регулирования;

фактический объем резерва - расчетная величина резерва активной мощности, определяемая с учетом фактической загрузки генерирующего оборудования.