Регламент оперативного диспетчерского

Регламент оперативного диспетчерского управления электроэнергетическим режимом объектов управления ЕЭС России
Приложение № 9
к Договору о присоединении к торговой системе
оптового рынка
РЕГЛАМЕНТ
ОПЕРАТИВНОГО ДИСПЕТЧЕРСКОГО УПРАВЛЕНИЯ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИМ РЕЖИМОМ ОБЪЕКТОВ УПРАВЛЕНИЯ ЕЭС
РОССИИ
утвержден 14 июля 2006 года (Протокол № 96 заседания Наблюдательного совета НП «АТС»),
с изменениями от 11 августа 2006 года (Протокол № 97 заседания Наблюдательного совета НП «АТС»),
с изменениями от 29 августа 2006 года (Протокол № 99 заседания Наблюдательного совета НП «АТС»),
с изменениями от 27 октября 2006 года (Протокол № 105 заседания Наблюдательного совета НП «АТС»)
Стр.1
Регламент оперативного диспетчерского управления электроэнергетическим режимом объектов управления ЕЭС России
ОГЛАВЛЕНИЕ
1.
ПРЕДМЕТ ДЕЙСТВИЯ РЕГЛАМЕНТА.................................................................................................. 4
2.
СФЕРА ДЕЙСТВИЯ РЕГЛАМЕНТА ........................................................................................................ 4
3.
ПОРЯДОК ФОРМИРОВАНИЯ ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫХ ПЛАНОВ БАЛАНСИРУЮЩЕГО
РЫНКА ППБР ............................................................................................................................................................. 5
3.1.
Подготовка исходных данных для расчета ППБР ............................................................................... 5
3.2.
Процедуры формирования диспетчерских объемов и индикаторов балансирующего рынка
по результатам расчета ППБР .................................................................................................................................. 6
3.3.
Процедуры формирования диспетчерского графика (ДГ) по результатам расчета ППБР ..... 6
3.3.1. Формирование резервов при расчете ППБР ........................................................................................ 6
3.4.
Доведение результатов расчета ДГ. ......................................................................................................... 6
Диспетчерские графики, полученные СО в соответствии с разделом 3 настоящего Регламента,
доводятся СО до объектов генерации и объектов потребления с регулируемой нагрузкой .................. 6
4.
ПОРЯДОК ФОРМИРОВАНИЯ ПЛАНОВ БАЛАНСИРУЮЩЕГО РЫНКА В ТЕМПЕ,
БЛИЗКОМ К РЕАЛЬНОМУ ВРЕМЕНИ ........................................................................................................... 6
4.1.
Подготовка исходных данных для расчета ПБР .................................................................................. 7
4.2.
Порядок расчета ПБР .................................................................................................................................. 7
4.3.
Одобрение результатов расчета ПБР ..................................................................................................... 8
4.4.
Формирование уточненного диспетчерского графика и команд диспетчерского управления
по результатам расчета ПБР ..................................................................................................................................... 9
4.5.
Порядок формирования диспетчерских объемов и индикаторов стоимости по результатам
расчета ПБР ................................................................................................................................................................. 10
4.6.
Доведение результатов расчета ПБР до дежурного персонала СО и Участников оптового
рынка .......................................................................................................................................................................... 10
4.7.
Реализация расчета ПБР........................................................................................................................... 11
4.8.
Формирование уточненного диспетчерского графика и команд диспетчерского управления
по результатам учета оперативных взаимоскомпенсированных ценопринимающих заявок ............... 12
5.
ПРИНЦИПЫ ОПЕРАТИВНОГО ДИСПЕТЧЕРСКОГО УПРАВЛЕНИЯ РЕЖИМАМИ
РАБОТЫ ОБЪЕКТОВ ГЕНЕРАЦИИ И ОБЪЕКТОВ ПОТРЕБЛЕНИЯ С РЕГУЛИРУЕМОЙ
НАГРУЗКОЙ ЕЭС РОССИИ В ТЕМПЕ РЕАЛЬНОГО ВРЕМЕНИ В НОРМАЛЬНОЙ
СИТУАЦИИ ............................................................................................................................................................... 12
6.
ДЕЙСТВИЯ СО И УЧАСТНИКОВ ОПТОВОГО РЫНКА ПО УПРАВЛЕНИЮ
РЕЖИМАМИ РАБОТЫ ОБЪЕКТОВ ГЕНЕРАЦИИ И ОБЪЕКТОВ ПОТРЕБЛЕНИЯ С
РЕГУЛИРУЕМОЙ НАГРУЗКОЙ ЕЭС РОССИИ В ТЕМПЕ РЕАЛЬНОГО ВРЕМЕНИ ................ 13
6.1.
Цель СО при управлении режимами в темпе реального времени................................................ 13
6.2.
Роль СО в процессе управления режимами в темпе реального времени.................................... 14
6.3.
Первичный контур управления режимами объектов генерации ................................................... 14
6.4.
Вторичный контур управления режимами объектов генерации ................................................... 14
6.5.
Третичный контур управления режимами объектов генерации и объектов потребления с
регулируемой нагрузкой ........................................................................................................................................... 15
6.5.1. Специфика достижения целей управления режимами в промежутках времени между
расчетами ПБР (в темпе реального времени) или при неисправности программного обеспечения
расчета ПБР ................................................................................................................................................................. 16
6.5.1.1.
Таблицы для балансирования «вверх».............................................................................................. 16
6.5.1.2.
Таблицы для балансирования «вниз» .............................................................................................. 17
6.5.1.3.
Использование таблиц для балансирования «вверх» ................................................................... 17
6.5.1.4.
Использование таблиц для балансирования «вниз» .................................................................... 18
6.6.
Подготовка объектов генерации и объектов потребления с регулируемой нагрузкой к
участию в управлении режимами ЕЭС России, осуществляемом СО ........................................................ 18
6.6.1. Действия СО по подготовке к работе оборудования объектов генерации и объектов
потребления с регулируемой нагрузкой в темпе реального времени .......................................................... 19
6.6.2. Действия участников оптового рынка по подготовке к работе основного и
вспомогательного оборудования объектов генерации и объектов потребления с регулируемой
нагрузкой, управляемые СО .................................................................................................................................... 19
Стр.2
Регламент оперативного диспетчерского управления электроэнергетическим режимом объектов управления ЕЭС России
6.7.
Подготовка параметров режима объектов генерации и объектов потребления с
регулируемой нагрузкой для производства переключений в электрических сетях ................................. 20
6.8.
Принципы обеспечения надежности функционирования электрической системы в
нормальной ситуации в реальном масштабе времени..................................................................................... 20
6.8.1. Принципы обеспечения надежности функционирования электрической системы в рамках
работы вторичного контура управления ............................................................................................................. 20
6.8.2. Принципы обеспечения надежности функционирования электрической системы в рамках
работы третичного контура управления .............................................................................................................. 21
6.8.3. Принципы обеспечения надежности функционирования электрической системы за счет
управления режимами и резервами реактивной мощности субъектов оптового рынка ........................ 22
7.
ОРГАНИЗАЦИЯ ПРОИЗВОДСТВЕННОГО ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ ОПЕРАТИВНОГО
ДИСПЕТЧЕРСКОГО ПЕРСОНАЛА СО, ОБЪЕКТОВ ГЕНЕРАЦИИ И ОБЪЕКТОВ
ПОТРЕБЛЕНИЯ С РЕГУЛИРУЕМОЙ НАГРУЗКОЙ, В ПРОЦЕССЕ УПРАВЛЕНИЯ
РЕЖИМАМИ В ТЕМПЕ РЕАЛЬНОГО ВРЕМЕНИ.................................................................................... 22
7.1.
Требования к структуре оперативной диспетчерской команды .................................................... 23
7.2.
Требования к структуре рапорта об исполнении оперативной диспетчерской команды ...... 23
7.3.
Требования к структуре оперативного уведомления о факте вынужденного изменения
состояния оборудования и/или режима объекта управления ....................................................................... 24
7.4.
Требования к структуре устного оперативного уведомления об изменении состояния
оборудования и/или режима объекта управления нагрузкой под действием устройств
автоматического управления ................................................................................................................................... 24
7.5.
Требования к структуре сообщения о случившемся нарушении допустимости режима
оборудования .............................................................................................................................................................. 24
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 ............................................................................................................................................... 26
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 ...................................................................................................................................... 28
9.1.
Информация, предоставляемая участникам оптового рынка ......................................................... 28
9.2.
Информация, предоставляемая сетевым организациям ................................................................... 28
9.3.
Информация, предоставляемая АТС .................................................................................................... 28
9.4.
Информация, публикуемая на технологическом web - сайте Системного оператора ............ 29
Стр.3
Регламент оперативного диспетчерского управления электроэнергетическим режимом объектов управления ЕЭС России
1. ПРЕДМЕТ ДЕЙСТВИЯ РЕГЛАМЕНТА
Настоящий Регламент определяет:
1)
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 конкурентного отбора ценовых заявок на балансирование
системы и определения почасовых диспетчерских объемов электроэнергии участников оптового рынка;
2)
порядок формирования планов балансирующего рынка (ПБР) на операционные сутки (Х) в темпе,
близком к реальному времени, осуществляемого СО по результатам конкурентного отбора
ценовых заявок в соответствии с Регламентом конкурентного отбора ценовых заявок на балансирование
системы и определения почасовых диспетчерских объемов электроэнергии участников оптового рынка;
3)
принципы оперативного диспетчерского управления режимами объектов генерации и объектов
потребления с регулируемой нагрузкой1;
4)
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:
а)
обеспечение баланса между фактическим производством и потреблением электроэнергии
в реальном масштабе времени;
б)
подготовка объектов генерации2 и объектов потребления с регулируемой нагрузкой, к
участию в управлении режимами работы ЕЭС России;
в)
регулирование параметров режима объектов генерации и объектов потребления с
регулируемой нагрузкой при производстве переключений в электрических сетях;
г)
обеспечение надежности функционирования и качества электроэнергии в ЕЭС России
согласно нормативам и регламентам, установленным законодательством РФ;
5) права и обязанности СО в аварийных ситуациях;
6) порядок представления Системным оператором информации о результатах оперативного
диспетчерского управления режимами.
2. СФЕРА ДЕЙСТВИЯ РЕГЛАМЕНТА
Положения настоящего Регламента распространяются на:
1)
Участников оптового рынка;
2)
АТС;
3)
СО;
4)
ФСК.
Под объектами потребления с регулируемой нагрузкой понимаются электроустановки потребителей,
относящиеся к ГТП потребления с управляемой нагрузкой (см. Перечень определений и принятый
сокращений).
2 Под объектами генерации понимаются группы генераторов, относящиеся к ГТП генерации или к ГТП
потребления с управляемой нагрузкой.
1
Стр.4
Регламент оперативного диспетчерского управления электроэнергетическим режимом объектов управления ЕЭС России
3. ПОРЯДОК ФОРМИРОВАНИЯ ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫХ ПЛАНОВ
БАЛАНСИРУЮЩЕГО РЫНКА ППБР
3.1.
Подготовка исходных данных для расчета ППБР
Исходной информацией для расчета ППБР является следующая информация:
1)
прогноз потребления, выполняемый СО в отношении территорий диспетчерского управления в
соответствии с Методикой оперативного прогноза потребления, являющейся приложении № 1 к
настоящему регламенту;
2)
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;
3)
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;
4)
прогноз нагрузки ГТП генерации ГЭС выполняемый СО на основании данных о
располагаемых гидроресурсах;
5)
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;
6)
прогноз нагрузки объектов генерации, дисквалифицированных СО4 в соответствии с
Методикой дисквалификации ГТП генерации и ГТП потребления с регулируемой нагрузкой
(Приложение 2);
7)
прогноз уточненного состояния (включено/отключено) элементов электрической сети,
определяющего топологию этой сети;
8)
прогноз уточненного состояния (включено/отключено) и параметров генераторов
(пределы генерируемой мощности, скорости набора и сброса нагрузки);
9)
уточненные значения сетевых ограничений в контролируемых сечениях электрической
сети, соответствующие уточненным топологи сети и состоянию генерирующего
оборудования;
10)
присвоенные признаки дисквалификации ГТП в соответствии с Методикой дисквалификации
ГТП генерации и ГТП потребления с регулируемой нагрузкой.;
11)
уточнённые задания по резервированию активной мощности на группах РГЕ генерации;
12)
уточненные объемы интегральных ограничений по выработке электроэнергии на
заданных интервалах времени;
13)
ценовые заявки, поданные Участниками оптового рынка в соответствии с Регламентом
подачи Участниками оптового рынка электроэнергии ценовых заявок для участия в конкурентном
отборе, за исключением ценовых заявок, поданных в отношении дисквалифицированных
ГТП;
«Постоянные» графики – графики изменения мощности режимных генерирующих единиц, которые относятся
к ГТП ГЭС, ГТП ТЭЦ, работающих по вынужденному режиму, объектам генерации, соответствующим блокстанциям, при работе в условиях оптимизации режимов зависимого промышленного оборудования и любым
дисквалифицированным ГТП.
4 «Постоянным» графиком для дисквалифицированных ГТП является график, соответствующий точкам: либо
ППБР, либо последнего УДГ текущих суток, в котором ценовая заявка данной ГТП учитывалась в конкурентном
отборе на секторе отклонений.
3
Стр.5
Регламент оперативного диспетчерского управления электроэнергетическим режимом объектов управления ЕЭС России
14)
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.
3.2. 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 конкурентного отбора заявок на балансирование системы и
определения почасовых диспетчерских объемов электроэнергии участников оптового рынка.
3.3. 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.
3.3.1. 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.
3.4. 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
4. 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:
1)
мощности, принадлежащих траекториям уточненных диспетчерских графиков нагрузки (УДГ);
2)
почасовых диспетчерских объемов электроэнергии;
3)
индикаторов стоимости, определяемых в результате конкурентного отбора ценовых заявок на
балансирование системы в соответствии с Регламентом конкурентного отбора ценовых заявок на
балансирование системы и определения почасовых диспетчерских объемов электроэнергии участников 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 Участниками оптового рынка электроэнергии ценовых заявок для участия в
конкурентном отборе, и которые были поданы в отношении ГТП (по объекту управления – если ценовая
заявка подавалась в отношении ГТП потребления с регулируемой нагрузкой), которые:
Стр.6
Регламент оперативного диспетчерского управления электроэнергетическим режимом объектов управления ЕЭС России

удовлетворяют требованиям, предъявляемым СО к техническим средствам ГТП генерации и
объектов управления, относящихся к ГТП потребления с регулируемой нагрузкой, в
соответствии с Приложением 3 к настоящему Регламенту.;

не были дисквалифицированы СО в соответствии с Приложением 2 к настоящему Регламенту.
4.1.
Подготовка исходных данных для расчета ПБР
1.
Расчеты ПБР выполняются СО с учетом всех типов технологических ограничений,
которые учитываются в расчетах торгового графика в соответствии Регламентом конкурентного
отбора ценовых заявок на сутки вперед. 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.
2.
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:
1)
2)
3.
прогноз потребления, выполняемый СО на уровнях ЦДУ, ОДУ и РДУ в отношении
территорий диспетчерского управления в соответствии с Методикой оперативного прогноза
потребления, приведенной в приложении № 1 к настоящему регламенту:
а)
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;
б)
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)
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 2 – 14 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 – для
участия в процедуре конкурентного отбора на балансирование системы - в соответствии с
Регламентом подачи Участниками оптового рынка электроэнергии ценовых заявок для участия в
конкурентном отборе.
4.2. Порядок расчета ПБР
1.
Расчет ПБР выполняется СО в соответствии с Регламентом проведения конкурентного отбора
заявок для балансирования системы (Приложение № 10 к Договору о присоединении к торговой
системе оптового рынка) в отношении каждого часа периода планирования.
2.
Постоянные графики, за исключением графиков ГЭС, определяемых управляющими
воздействиями СО, учитываются при расчете в виде ограничений (с Рмин = Рмакс =
Стр.7
Регламент оперативного диспетчерского управления электроэнергетическим режимом объектов управления ЕЭС России
Рпостоянного графика) или модельной ценовой заявкой, приведенной в примечании 4,
согласно Регламента конкурентного отбора заявок на балансирование системы и определения
почасовых диспетчерских объемов электроэнергии участников 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.
3.
Результатами расчета ПБР на каждый час являются:
1)
Значения активной мощности по узлам расчетной модели на момент окончания
часа - ПБР;
2)
Мгновенные значения активной мощности, определяемые для каждого момента
времени значениями ПБР, соединенными отрезками прямых – УДГ;
3)
Почасовые диспетчерские объемы в узлах расчетной модели, определенные в
соответствии с Регламентом конкурентного отбора заявок на балансирование системы и
определения почасовых диспетчерских объемов электроэнергии участников оптового рынка;
4)
Регулярные оперативные диспетчерские распоряжения (регулярные ОДР), определяющие
уточненный диспетчерский график на период действия регулярных ОДР;
5)
индикаторы стоимости.
4.
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).
5.
Результаты расчета ПБР, одобренные дежурным персоналом СО в соответствии с пунктом
4.3 настоящего регламента, полученные в отношении первых 6 часов периода планирования,
представляются Участникам оптового рынка в соответствии с пунктом 4.6 настоящего
Регламента.
4.3. Одобрение результатов расчета ПБР
1.
Результаты каждого завершившегося расчета ПБР проходят процедуру одобрения
дежурным персоналом СО.
2.
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.
3.
Результаты расчета ПБР могут быть не ободрены по следующим причинам:
а)
автоматический контроль результатов выявил наличие недопустимых нарушений
технологических ограничений;
б)
дежурный персонал СО при проведении визуального анализа выявил наличие
отклонений контролируемых параметров электроэнергетического режима,
полученных в ходе расчета ПБР, угрожающих надежному функционированию
ЕЭС;
Стр.8
Регламент оперативного диспетчерского управления электроэнергетическим режимом объектов управления ЕЭС России
в)
зафиксированы нарушения в системе электронного взаимодействия с объектами
управления, создающие угрозу недоставки УДГ на объекты управления;
г)
выявлены существенные изменения следующих условий, произошедшие с момента
формирования параметров расчетной модели к моменту выполнения процедуры
одобрения результатов ПБР:
д)
3.

потребление первой ценовой зоны (европейской части ЕЭС России и Урала)
– более 2% или более 1500 МВт;

потребление любой из пяти ОЭС европейской части ЕЭС России и Урала –
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 зоны (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.
4.4. Формирование уточненного диспетчерского графика и команд диспетчерского
управления по результатам расчета ПБР

ПБР формируется для целей:
Стр.9
Регламент оперативного диспетчерского управления электроэнергетическим режимом объектов управления ЕЭС России

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.
1.
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 .
2.
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.
3.
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.
4.5. Порядок формирования диспетчерских объемов и индикаторов стоимости по
результатам расчета ПБР
Порядок формирования диспетчерских объемов и индикаторов стоимости по результатам
расчета ПБР определяется Регламентом конкурентного отбора ценовых заявок на балансирование системы
и определения почасовых диспетчерских объемов электроэнергии Участников оптового рынка.
4.6. Доведение результатов расчета ПБР до дежурного персонала СО и Участников оптового
рынка
1.
Результаты расчета ПБР доводятся до дежурного персонала СО (ЦДУ, ОДУ и РДУ) и
объектов управления Участников оптового рынка специализированными средствами
программного обеспечения, средствами диспетчерской связи и публикуются на web –
сайте СО на 6 часов вперед.
2.
При доведении результатов расчета ПБР средствами специализированного программного
обеспечения СО передаче в РДУ и ОДУ подлежат:
Под объектами управления понимается объект генерации или объект регулирования, относящийся к ГТП
потребления с регулируемой нагрузкой.
5
Стр.10
Регламент оперативного диспетчерского управления электроэнергетическим режимом объектов управления ЕЭС России
3.
а)
УДГ значений активной мощности ГТП генерации и ГТП потребления с
регулируемой нагрузкой, рассчитанных на окончания диспетчерских интервалов;
которые доводятся в отношении РГЕ и РПЕ;
б)
регулярные ОДР по РГЕ и РПЕ;
в)
почасовые диспетчерские объемы электроэнергии;
г)
индикаторы стоимости.
Результаты расчета ПБР, передаваемые с использованием средств диспетчерской связи,
могут доводиться по групповым объектам управления с распределением по объектам
управления, осуществляемым с учетом ранжированных таблиц, при этом передаче на
нижестоящий уровень управления подлежат:
УДГ значений активной мощности по ГОУ, рассчитанных на окончания диспетчерских
интервалов; которые доводятся в отношении ГОУ.
4.
5.
Передаче на объекты управления участников рынка средствами специализированного
программного обеспечения подлежат:
а)
регулярные ОДР по ГТП и/или РГЕ и РПЕ;
б)
почасовые диспетчерские объемы электроэнергии;.
Публикации на web-сайте сектора отклонений СО подлежат:
а) регулярные ОДР;
б)почасовые диспетчерские объемы электроэнергии;
в) индикаторы стоимости
4.7. Реализация расчета ПБР
1)
Факт одобрения результатов и присвоения результатам расчетов статуса ПБР,
регистрируется дежурным персоналом СО в ПО балансирующего рынка СО и
инициирует сигнал для формирования и адресной рассылки уточненных диспетчерских
графиков, регулярных ОДР, почасовых диспетчерских объемов и индикаторов стоимости в
отношении всех объектов генерации и потребления с регулируемой нагрузкой в ОДУ, а
также в РДУ и на объекты управления участников рынка, получающих регулярные ОДР.
2)
Факт отправления результатов расчета ПБР в ОДУ, а также в РДУ и на объекты
управления участников рынка регистрируется ПО балансирующего рынка.
3)
Факты поступления данных, открытия данных на принимающем клиентском терминале
ОДУ, РДУ и объектах управления участников, регистрируются ПО, которое передает
соответствующие квитанции на сервер СО.
4)
По факту получения результатов расчета ПБР ОДУ, РДУ и объекты управления
участников рынка обязаны ознакомиться с полученными данными в течение
установленного времени T6 и сформировать средствами специализированного ПО
сообщения о принятии полученных данных к исполнению.
5)
Отсутствие сообщения о принятии к исполнению регулярных ОДР от объектов управления
участников рынка является основанием для технической дисквалификации ГТП
участников рынка по указанным объектам. В этом случае ЦДУ, ОДУ и РДУ отдают
диспетчерские команды на объекты управления голосовым способом.
6)
СО имеет право ввести режим обязательного голосового подтверждения регулярных ОДР
и почасовых диспетчерских объемов, в течение действия которого указанная информация
является директивной и обязывающей к исполнению только после получения
подтверждения с использованием голосовых каналов связи.
На момент запуска сектора отклонений время Т принимается равным 5 минутам. В дальнейшем указанное
время может быть изменено в сторону уменьшения по решению СО.
6
Стр.11
Регламент оперативного диспетчерского управления электроэнергетическим режимом объектов управления ЕЭС России
4.8. Формирование уточненного диспетчерского графика и команд диспетчерского
управления
по
результатам
учета
оперативных
взаимоскомпенсированных
ценопринимающих заявок
В целях отработки механизмов одновременного учета при управлении электроэнергетическими
режимами взаимоскомпенсированных оперативных ценопринимающих заявок и оперативных
ценопримающих заявок, подаваемых в соответствии с п.7 Регламента подачи участниками оптового
рынка электроэнергии ценовых заявок для участия в конкурентном отборе рынка на сутки вперед и сектора
отклонений СО вправе выбрать не более четырех участников оптового рынка (по согласованию с
ними) для совместного тестирования указанных технологий.
Оперативные взаимоскомпенсированные ценопринимающие заявки могут быть поданы
указанными участниками рынка в отношении ГТП генерации тепловых станций, находящихся в
управлении одного РДУ, для синхронного взаимозамещения генерации между данными ГТП.
Системный оператор учитывает заявки, если указанное изменение режима генерации не влияет на
режимы работы ГТП генерации других участников оптового рынка и не приводит к изменению
перетоков по контролируемым сечениям. Срок рассмотрения системным оператором для такого
вида заявок устанавливается по результатам тестирования, но не более 45 минут. Команды на
синхронное взаимозамещение могут доводиться СО как в составе с регулярных ОДР, так и в виде
оперативных диспетчерских команд дежурного персонала СО. Ставки, применяемые для расчета
стоимости соответствующих отклонений, определяются в соответствии с п.п. 4.3.1.2 и 4.3.3.2.
Регламента определения объемов, инициатив и стоимости отклонений.
До начала приема оперативных взаимоскомпенсированных ценопринимающих заявок по
конкретным ГТП должно быть проведено комплексное тестирование. По результатам
тестирования должны быть определены ГТП генерации, для которых возможны режимы, в
которых синхронное взаимозамещение генерации не влияет на режимы работы ГТП генерации
других участников оптового рынка и не приводит к изменению перетоков по контролируемым
сечениям уточненного диспетчерского графика и команд диспетчерского управления по
результатам учета оперативных взаимоскомпенсированных ценопринимающих заявок.
5. ПРИНЦИПЫ ОПЕРАТИВНОГО ДИСПЕТЧЕРСКОГО УПРАВЛЕНИЯ РЕЖИМАМИ
РАБОТЫ ОБЪЕКТОВ ГЕНЕРАЦИИ И ОБЪЕКТОВ ПОТРЕБЛЕНИЯ С
РЕГУЛИРУЕМОЙ НАГРУЗКОЙ ЕЭС РОССИИ В ТЕМПЕ РЕАЛЬНОГО ВРЕМЕНИ В
НОРМАЛЬНОЙ СИТУАЦИИ
Управление режимами работы объектов генерации и объектов потребления с регулируемой нагрузкой
осуществляется в соответствии с регулярными ОДР и оперативными диспетчерскими командами
дежурного персонала СО.
Регулярные ОДР, формируемые после одобрения расчета ПБР дежурным персоналом СО, содержат
уточненный диспетчерский график (ДГ) на весь период планирования. Если по условиям,
изложенным в пункте. 4.3, ПБР не может быть одобрен СО, регулярная ОДР будет сформирована на
основе графика, полученного в предыдущем одобренном расчете ПБР, или, если не был одобрен
расчет на данный момент времени ни одним ПБР, регулярная ОДР будет сформирована на основе
ППБР.
В течение любого периода времени СО имеет право отдавать голосовые оперативные диспетчерские
команды на уточнение ДГ отдельных объектов генерации и объектов управления, относящихся к ГТП генерации
и ГТП потребления с регулируемой нагрузкой в целях регулирования частоты или поддержания
режимов ЕЭС в области допустимых электрических режимов, определяемой сетевыми
ограничениями, уровнями напряжения в контрольных пунктах энергосистем, необходимостью
поддержания вращающихся резервов активной мощности и минимально допустимой мощности
нагрузки системной генерации. Измененный в результате выдачи оперативной диспетчерской команды
УДГ, может быть определен СО действующим до конца периода технического обновления либо до
поступления новой диспетчерской команды.
Стр.12
Регламент оперативного диспетчерского управления электроэнергетическим режимом объектов управления ЕЭС России
Диспетчерские команды, выданные с использование телефонной связи СО, подлежат обязательной
аудиозаписи.
СО обеспечивает функционирование в реальном времени трех контуров управления режимами
работы объектов генерации и объектов потребления с регулируемой нагрузкой:
а)
первичного;
б)
вторичного;
в)
третичного.
Задачи, решаемые первичным и вторичным контурами управления, определяются целями,
указанными соответственно в разделах 6.3 и 6.4 настоящего Регламента, и направлены на обеспечение
надежности функционирования ЕЭС России и поддержание нормативных параметров качества
электрической энергии.
Используя вышеуказанные контуры управления, СО нейтрализует внезапные и быстрые
незапланированные изменения режимов ЕЭС России за счет воздействия автоматических устройств и
оперативного диспетчерского персонала СО на зарезервированные энергетические ресурсы (разделы
6.3 и 6.4). В результате этого воздействия, зарезервированные энергетические ресурсы переходят из
состояния резерва в состояние использования.
Для постоянного поддержания работоспособности первичного и вторичного контуров управления
СО регулярно восстанавливает (освобождает) потенциал используемых в процессе их работы
энергетических ресурсов. Энергетические ресурсы, задействованные в работе первичного и
вторичного контура управления, замещаются СО энергетическими ресурсами третичного контура
управления, предназначенными для использования в долговременном режиме (до 1-х суток и более).
СО организует работу контура третичного управления таким образом, чтобы максимально сократить
объемы выработки или потребления электроэнергии на мощностях, зарезервированных под действие
первичного и вторичного контуров управления. Таким образом, нейтрализация всех видов
незапланированных изменений режимов в течение суток в конечном итоге переносится на третичный
контур управления.
Задачи третичного контура управления определяются целями, указанными в разделе 6.5 настоящего
Регламента. Они направлены на обеспечение экономического управления режимами объектов
генерации и объектов потребления с регулируемой нагрузкой при соблюдении ограничений,
отражающих технические возможности оборудования, условия соблюдения нормативных параметров
качества электрической энергии и надежного функционирования ЕЭС России.
6. ДЕЙСТВИЯ СО И УЧАСТНИКОВ ОПТОВОГО РЫНКА ПО УПРАВЛЕНИЮ
РЕЖИМАМИ РАБОТЫ ОБЪЕКТОВ ГЕНЕРАЦИИ И ОБЪЕКТОВ ПОТРЕБЛЕНИЯ
С РЕГУЛИРУЕМОЙ НАГРУЗКОЙ ЕЭС РОССИИ В ТЕМПЕ РЕАЛЬНОГО ВРЕМЕНИ
6.1.
Цель СО при управлении режимами в темпе реального времени
Независимо от этапа функционирования рынка целью СО при ведении режимов в реальном
масштабе времени является достижение экономически эффективного функционирования ЕЭС
России при условии постоянного поддержания баланса производства и потребления мощности,
а также соблюдения:
а)
критериев надежности функционирования электрической системы;
б)
стандартов качества электрической энергии;
установленных законодательством РФ и Регламентами оптового рынка, составляющими
неотъемлемую часть Договора о присоединения Участников оптового рынка к торговой системе
Стр.13
Регламент оперативного диспетчерского управления электроэнергетическим режимом объектов управления ЕЭС России
оптового рынка, и в договорах присоединения этих Участников оптового рынка к электрическим
сетям.
6.2. Роль СО в процессе управления режимами в темпе реального времени
В соответствии с Федеральным законом «Об электроэнергетике» СО является организацией,
осуществляющей единоличное управление технологическими режимами работы объектов
электроэнергетики и уполномоченной на выдачу оперативных диспетчерских команд и
распоряжений, обязательных для всех субъектов оперативно-диспетчерского управления,
субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии с регулируемой нагрузкой.
6.3. Первичный контур управления режимами объектов генерации
Целью действия первичного контура управления режимами объектов генерации является
стабилизация частоты электрического тока в ЕЭС России при возникновении внезапных
крупных несбалансированных изменений генерации / потребления активной мощности.
Действие первичного контура осуществляется в автоматическом режиме за счет индивидуальной
автоматики скорости вращения турбин, установленных на объектах генерации.
Энергетическими ресурсами, резервируемыми для работы в контуре первичного управления,
являются распределяемые по территориям ЕЭС России на стадии актуализации расчетной
модели первичный резерв по загрузке и первичный резерв по разгрузке оборудования объектов генерации.
6.4. Вторичный контур управления режимами объектов генерации
Вторичный контур управления содержит две части:
1)
первую, обеспечивающую автоматическое вторичное управление;
2)
вторую, обеспечивающую оперативное диспетчерское вторичное управление.
Целью действия первой части вторичного контура управления режимами объектов генерации
является автоматическое регулирование частоты электрического тока, а также автоматическая
ликвидация нарушений допустимых значений перетоков активной мощности по электрическим
связям ЕЭС России, возникших в результате действия первичного контура управления.
Энергетическими ресурсами, используемыми в автоматической части контура вторичного
управления, являются: вторичный резерв по загрузке / разгрузке оборудования объектов
генерации, управление активной мощностью которых осуществляется автоматически,
централизованно;
Списки автоматических систем, функционирующих в контуре вторичного управления, и
электрических станций, подключенных под действие этих систем, а также документация с
описанием принципов их действия, настройки и оперативной эксплуатации должны находиться
в диспетчерских центрах СО, в оперативном ведении и управлении которых находятся данные
системы.
Целью действия второй части вторичного контура управления режимами объектов генерации
является диспетчерское регулирование частоты и предотвращение или ликвидация режимов с
параметрами, недопустимыми для оборудования и/или не удовлетворяющими требованиям к
качеству электроэнергии. Управление осуществляется за счет формирования оперативным
диспетчерским персоналом СО и быстрой реализации участниками оптового рынка
диспетчерских команд, направленных на нормализацию возникающих в темпе реального времени
незапланированных отклонений параметров балансов мощности, электрических режимов и
состояния оборудования:
1)
участников оптового рынка;
Стр.14
Регламент оперативного диспетчерского управления электроэнергетическим режимом объектов управления ЕЭС России
2)
организации, осуществляющей управление единой национальной (общероссийской)
электрической сетью;
3)
организаций, осуществляющих управление электрическими сетями, обеспечивающими
присоединение электроустановок участников оптового рынка к единой национальной
(общероссийской) электрической сети.
Энергетическим ресурсом, используемым в оперативной диспетчерской части контура
вторичного управления, является вторичный резерв по загрузке/разгрузке оборудования объектов
генерации, управление активной мощностью которых осуществляется персоналом СО.
Списки электрических станций, задействованных во второй части вторичного контура
управления, должны находиться на диспетчерских пунктах СО, в оперативном ведении и
управлении которых находится состояние генерирующего оборудования и нагрузка генерации
данных электростанций.
Фактические данные об использовании и размещении энергетических ресурсов вторичного
контура управления на генерирующем оборудовании объектов генерации должны
поддерживаться оперативным диспетчерским персоналом в актуальном состоянии.
Режимы работы электрических станций, участвующих во вторичном контуре управления, могут
ограничиваться СО и при актуализации расчетной модели согласно п. 3.3. Регламента
актуализации расчетной модели с целью размещения на них вторичных резервов по загрузке и разгрузке
оборудования, необходимых для управления ЕЭС России в темпе реального времени. Принципы
обеспечения надежности функционирования ЕЭС России в рамках работы вторичного контура
управления приведены в разделе 6.8.1 настоящего Регламента.
6.5. Третичный контур управления режимами объектов генерации и объектов потребления
с регулируемой нагрузкой
Целью действия третичного контура управления режимами объектов генерации и объектов
потребления с регулируемой нагрузкой, является непрерывное обеспечение баланса между
производством и потреблением мощности в режиме реального времени, осуществляемое путем
оптимизации управления режимами этих объектов.
Оптимальное управление режимами предполагает минимизацию совокупной стоимости
балансировки отклонений фактических почасовых объемов производства и потребления
электроэнергии от плановых почасовых объемов, определенных АТС согласно Регламенту
конкурентного отбора ценовых заявок и определения планового почасового производства субъектов оптового
рынка электроэнергии, при соблюдении всех технических ограничений, определяемых разделами
__ настоящего Регламента. Минимизация совокупной стоимости балансировки, осуществляется
СО в процессе управления режимами на основании цен в заявках, учитываемых в конкурентном
отборе на балансирование сисемы, согласно Регламенту конкурентного отбора заявок на
балансирование системы и определения почасовых диспетчерских объемов электроэнергии участников оптового
рынка
Энергетическим ресурсом, используемым в контуре третичного управления, является:

третичный резерв по загрузке оборудования;

третичный резерв по разгрузке оборудования,
размещенный на любых объектах генерации и потребления с регулируемой нагрузкой.
Фактические значения третичного резерва по загрузке и по разгрузке оборудования должны
регистрироваться средствами документирования СО и отражаться в оперативных ведомостях СО.
Определение объема и территориального распределения третичного резерва по загрузке и разгрузке
оборудования осуществляется СО.
Стр.15
Регламент оперативного диспетчерского управления электроэнергетическим режимом объектов управления ЕЭС России
6.5.1. Специфика достижения целей управления режимами в промежутках времени
между расчетами ПБР (в темпе реального времени) или при неисправности
программного обеспечения расчета ПБР
В промежутках времени между расчетами ПБР или при неисправности программного обеспечения
расчета ПБР или технических средств доведения его результатов до участников, а также в случае
необходимости учета изменения режимов работы оборудования, неучтенных при формировании
ПБР, СО организует работу третичного контура управления режимами объектов генерации и
объектов потребления с регулируемой нагрузкой в соответствии с целью, объявленной в пункте 6.5,
по упрощенной технологии.
Информационной основой для принятия СО решений по управлению режимами в рамках
упрощенной технологии являются два вида ранжированных таблиц объектов генерации и объектов
потребления с регулируемой нагрузкой.
Первый вид таблиц содержит информацию, необходимую СО для принятия решений по увеличению
нагрузки генерирующего оборудования объектов генерации и снижения нагрузки объектов
потребления с регулируемой нагрузкой (балансирование «вверх»).
Второй вид таблиц содержит информацию, необходимую СО для принятия решений по снижению
нагрузки генерирующего оборудования объектов генерации и увеличению нагрузки объектов
потребления с регулируемой нагрузкой (балансирование «вниз»).
6.5.1.1. Таблицы для балансирования «вверх»
В зависимости от иерархического уровня диспетчерского управления на каждом диспетчерском
пункте СО формируются индивидуальные таблицы для балансирования «вверх».
Указанные таблицы должны содержать следующие поля:
а) часовой интервал, для которого сформирована таблица,
б) наименование объекта управления активной мощностью;
в) диапазон изменения нагрузки для балансирования «вверх»7, формируемый на основании
ценовых заявок Участников оптового рынка, принятых для процедур конкурентного отбора, с
учетом оперативных ценопринимающих заявок;
Строки таблицы ранжируются в порядке повышения цены 1 МВтч электроэнергии. Диапазоны
регулирования разных объектов управления с одинаковой ценой при формировании таблиц
учитываются раздельно, а их ранжирование производится в соответствии со значениями индикаторов
в узлах, относящихся к данным объектам управления.
Количество объектов управления, включаемых в таблицу для балансирования «вверх», может быть
ограничено при достижении необходимого для управления режимами суммарного диапазона
изменения нагрузки объектов управления для балансирования «вверх».
Суммарный диапазон изменения нагрузки объектов управления активной мощностью для балансирования
«вверх», включаемых в таблицу, должен быть не ниже норматива8 (задания) по размещению третичного
резерва по загрузке оборудования на территории оперативного диспетчерского управления, обслуживаемой с
данного диспетчерского пункта, но не выше технически возможного значения.
Мощность, размещенного на данном оборудовании первичного и вторичного резерва активной мощности в
указанный диапазон не включается.
8 Норматив на объем резерва устанавливается в отношении синхронно работающих территорий оперативного
диспетчерского управления. Размещение резерва внутри таких территорий осуществляется в соответствии с
заданиями подразделений СО, осуществляющими регулирование частоты на данных территориях.
7
Стр.16
Регламент оперативного диспетчерского управления электроэнергетическим режимом объектов управления ЕЭС России
6.5.1.2. Таблицы для балансирования «вниз»
В зависимости от иерархического уровня диспетчерского управления и в соответствии фактической
загрузкой оборудования объектов управления на каждом диспетчерском пункте СО формируются
индивидуальные таблицы для балансирования «вниз».
Указанные таблицы должны содержать следующие поля:
а) часовой интервал, для которого сформирована таблица
б)
наименование (группового) объекта управления активной мощностью;
в) диапазон изменения нагрузки для балансирования «вниз»9, формируемый на основании ценовых
заявок Участников оптового рынка, принятых для процедур конкурентного отбора в секторе
отклонений , с учетом оперативных ценопринимающих заявок;
Строки таблицы ранжируются в порядке понижения цены 1 МВтч электроэнергии объекта управления
активной мощностью. Диапазоны регулирования разных объектов управления с одинаковой ценой, при
формировании таблиц учитываются раздельно, а их ранжирование производится в соответствии со
значениями индикаторов в узлах, относящихся к данным объектам управления.
Количество объектов управления активной мощностью, включаемых в таблицу для балансирования «вниз»
может быть ограничено при достижении необходимого для управления режимами суммарного
диапазона изменения нагрузки для балансирования «вниз».
Суммарный диапазон изменения нагрузки объектов управления активной мощностью для балансирования
«вниз», включаемых в таблицу для диспетчерского пункта ЦДУ, должен быть не менее 2 % от
величины максимального суточного потребления мощности по 1-м ценовой и неценовой зонам (по
Европейской и уральской части России), и каждой из 2-й ценовой и 2-й неценовой зон, но не выше
технически возможного значения.
Суммарный диапазон изменения нагрузки объектов управления активной мощностью для балансирования
«вниз», включаемых в таблицы диспетчерских пунктов ОДУ и РДУ, должен быть не ниже задания,
вышестоящего по оперативной диспетчерской иерархии подразделения СО, но не выше технически
возможного значения.
6.5.1.3. Использование таблиц для балансирования «вверх»
Оперативный диспетчерский персонал СО:
1) принимает предложения участников оптового рынка (раздел 7 настоящего Регламента) по
изменению ДГ в отношении их работы в виде ОЦЗ:
а) объектов генерации на увеличение выдачи мощности;
б) объектов потребления с регулируемой нагрузкой на снижение потребления.
2) ранжирует энергетические ресурсы третичного контура управления в порядке возрастания
их цены с учетом инициативы на изменение выработки:
а) энергетические ресурсы, в отношении которых поступили предложения по
изменению ДГ от участников оптового рынка, классифицируемые как отклонения по
собственной инициативе или как оперативная ценопринимающая заявка,
учитываются по нулевой цене;
б) прочие энергетические ресурсы учитываются в соответствии с таблицей для
балансирования «вверх».
3) при необходимости увеличения объемов производства электроэнергии оперативный
диспетчерский персонал СО формирует оперативные команды на загрузку мощностей объектов
Мощность, размещенного на данном оборудовании первичного и вторичного резерва активной мощности в
указанный диапазон не включается.
9
Стр.17
Регламент оперативного диспетчерского управления электроэнергетическим режимом объектов управления ЕЭС России
управления активной мощностью в порядке возрастания цены, при этом минимальный объем
команды может быть ограничен величиной, не превышающей 2,5% от величины суммарного
регулировочного диапазона объектов управления соответствующего диспетчерского центра.
6.5.1.4. Использование таблиц для балансирования «вниз»
Оперативный диспетчерский персонал СО:
1) принимает предложения участников оптового рынка по изменению ДГ в отношении их
работы в виде ОЦЗ:
а) объектов генерации на снижение выдачи мощности или останова оборудования в
холодный резерв;
б) объектов потребления с регулируемой нагрузкой на увеличение потребления.
2) ранжирует энергетические ресурсы третичного контура управления в порядке снижения их
цены с учетом инициативы на изменение ДГ:
а) энергетические ресурсы, в отношении которых поступили предложения по
изменению ДГ от участников оптового рынка, классифицируемые как собственная
инициатива или как оперативная ценопринимающая заявка участника оптового рынка,
учитываются по цене, больше максимальной из имеющихся в заявках на разгрузку по
внешней инициативе;
б) прочие энергетические ресурсы учитываются в соответствии с таблицами для
балансирования «вниз».
3)при необходимости снижения нагрузки генерации оперативный диспетчерский персонал СО
формирует оперативные команды на разгрузку или останов мощностей объектов управления
активной мощностью в порядке снижения цены, при этом минимальный объем команды может
быть ограничен величиной, не превышающей 2,5% от величины суммарного регулировочного
диапазона объектов управления соответствующего диспетчерского центра.
6.6. Подготовка объектов генерации и объектов потребления с регулируемой нагрузкой к
участию в управлении режимами ЕЭС России, осуществляемом СО
В целях поддержания:
1)
стабильного баланса производства и потребления мощности в темпе реального времени;
2)
нормативных объемов резервов активной мощности;
3)
допустимых параметров электрических режимов электрических сетей, генерирующего и
потребляющего электроэнергию оборудования субъектов оптового рынка;
4)
регламентированного ГОСТ качества электроэнергии на шинах субъектов оптового
рынка,
в рамках технических условий и параметров, зафиксированных в договорах на присоединение
участников оптового рынка к торговой системе оптового рынка :
а)
СО имеет право и обязан определить, подготовить к работе и использовать
доступные ему ресурсы основного и вспомогательного оборудования объектов
генерации и объектов потребления с регулируемой нагрузкой;
б)
Участники оптового рынка обязаны обеспечить готовность к работе и предоставить в
управление СО ресурсы основного и вспомогательного оборудования объектов
генерации и объектов потребления с регулируемой нагрузкой.
Стр.18
Регламент оперативного диспетчерского управления электроэнергетическим режимом объектов управления ЕЭС России
6.6.1. Действия СО по подготовке к работе оборудования объектов генерации и
объектов потребления с регулируемой нагрузкой в темпе реального времени
Основная работа по подготовке оборудования к работе осуществляется до момента актуализации
расчетной модели. На этой стадии определяются и доводятся до участников оптового рынка
согласованные СО:
1)
изменения состава включенного в сеть генерирующего и сетевого оборудования;
2)
учтенные изменения параметров включенного в сеть генерирующего и сетевого
оборудования
На стадиях расчета ПБР и управления режимами в темпе реального времени СО регулярно на
основании анализа результатов мониторинга и прогнозов на несколько часов вперед:

графиков активной мощности потребления;

готовности к несению нагрузки включенным генерирующим оборудованием;

готовности к изменению нагрузки объектами потребления с регулируемой
нагрузкой;

топологии электрической сети;

прочих системных условий;
1)
контролирует достаточность в ЕЭС России и ее отдельных частях:

вторичного резерва активной мощности;

третичного резерва активной мощности;

технически достижимого минимального значения нагрузки генерирующего
оборудования.
2)
определяет необходимость изменения состава включенного оборудования
участников оптового рынка;
3)
уведомляет участников оптового рынка о предстоящих изменениях состава
включенного оборудования с упреждением реального времени на интервал
времени, достаточный для выполнения необходимых операций по включению
или отключению основного и/или вспомогательного оборудования.
6.6.2. Действия участников оптового рынка по подготовке к работе основного и
вспомогательного оборудования объектов генерации и объектов потребления с
регулируемой нагрузкой, управляемые СО
Участники оптового рынка в рамках технических параметров оборудования, указанных в договорах
присоединения участников оптового рынка к торговой системе оптового рынка, обязаны обеспечить в
соответствии с командами СО:
1)
несение нагрузки на оборудовании объектов генерации, включенном в сеть, во
всем диапазоне изменения активной мощности от минимальных до максимальных
значений;
2)
изменение нагрузки на оборудовании объектов генерации, включенном в сеть;
3)
постоянную готовность к включению в сеть основного оборудования объектов
генерации, числящегося в резерве;
4)
постоянную готовность к отключению от сети основного оборудования объектов
генерации;
5)
изменение потребления мощности объектов потребления с регулируемой
нагрузкой (в заданных пределах).
Стр.19
Регламент оперативного диспетчерского управления электроэнергетическим режимом объектов управления ЕЭС России
Участники оптового рынка обязаны незамедлительно информировать СО о незапланированных
изменениях состава или параметров оборудования
6.7. Подготовка параметров режима объектов генерации и объектов потребления с
регулируемой нагрузкой для производства переключений в электрических сетях
Для обеспечения надежного функционирования ЕЭС России во время переключений в
электрических сетях, осуществляемых в целях:

производства ремонтных работ на сетевом оборудовании;

отключения сетевого оборудования в резерв;

включение сетевого оборудования из резерва;
оперативный диспетчерский персонал СО имеет право и обязан регулировать режимы ЕЭС России за
счет оперативного воздействия на объемы производства электроэнергии объектов генерации и
объемы потребления электроэнергии объектов потребления с регулируемой нагрузкой.
Режим производства переключений в электрических сетях на территории оперативного диспетчерского управления
является особым режимом нормальной ситуации, вводимым СО.
В течение указанного режима требование к СО управлять режимами в соответствии с таблицами,
представленными в разделах 6.5.1.1, 6.5.1.2, 6.5.1.3 и 6.5.1.4 настоящего Регламента, заменяется
рекомендацией следовать этим таблицам по возможности.
6.8. Принципы обеспечения надежности функционирования электрической системы в
нормальной ситуации в реальном масштабе времени
СО обеспечивает надежность функционирования электрической системы ЕЭС России в реальном
масштабе времени путем контроля и управления режимами и резервами оборудования субъектов
оптового рынка.
6.8.1. Принципы обеспечения надежности функционирования электрической системы в
рамках работы вторичного контура управления
Для обеспечения надежности ЕЭС России и нормального действия вторичного контура управления в
темпе реального времени СО обязан:
1) контролировать на соответствие нормативам, заданиям и УДГ:
а) частоту электрического тока в ЕЭС России;
б) балансы мощности в ЕЭС России, ОЭС и региональных электроэнергетических
системах (РЭЭС);
в) запасы по пределу ограничений по пропускной способности электрических сетей;
г) токовую нагрузку элементов электрических сетей;
д) уровни напряжения в контрольных точках сети;
2) в случаях нарушения или прогнозируемого нарушения параметров нормативов, заданий и
УДГ, указанных выше, принимать меры по вводу значений в допустимую область путем
использования энергетических ресурсов вторичного контура управления;
3) контролировать объем и размещение вторичных резервов на загрузку и разгрузку оборудования в
ЕЭС России;
4) если в результате действия вторичного контура управления произошло снижение объемов
вторичного резерва на загрузку и на разгрузку оборудования, принимать меры к восстановлению их
объемов за счет мобилизации третичного резерва на загрузку и на разгрузку оборудования в сроки,
определяемые интервалом времени, в течение которого участники оптового рынка
Стр.20
Регламент оперативного диспетчерского управления электроэнергетическим режимом объектов управления ЕЭС России
обязаны обеспечить несение нагрузки на оборудовании, определенном СО для
размещения энергетических ресурсов вторичного контура управления;
5) если снижение объемов вторичного резерва на загрузку оборудования произошло в результате
отключений элементов электрических сетей или самого генерирующего оборудования, на
котором он был размещен, принимать меры к восстановлению его объемов в
максимально короткие сроки за счет:
а) перевода в разряд вторичного резерва на загрузку оборудования третичных резервов на загрузку на
оборудовании, отвечающем техническим требованиям к мобильности вторичного резерва на
загрузку оборудования;
б) размещения вторичного резерва на загрузку оборудования на загруженном оборудовании. Для
этой цели в соответствии с разделом 6.5.1.4 настоящего Регламента выбирается
оборудование с наиболее высокими ценовыми характеристиками, отвечающее
техническим требованиям к мобильности вторичного резерва на загрузку оборудования. В этом
случае нагрузка разгружаемого оборудования должна быть перенесена на оборудование с
размещенным третичным резервом на загрузку оборудования в соответствии с разделом 6.5.1.3
настоящего Регламента;
в) разворота генерирующего оборудования из холодного резерва.
6) если снижение объемов вторичного резерва на разгрузку оборудования произошло в результате
отключений в электрических сетях, появления технических неисправностей или
возникновения условий несения вынужденных режимов генерирующего оборудования, на
котором он был размещен, принимать меры к восстановлению его объемов в
максимально короткие сроки за счет:
а) перевода в разряд вторичного резерва на разгрузку оборудования третичных резервов на разгрузку
оборудования на силовых установках, отвечающих техническим требованиям к мобильности
вторичного резерва на разгрузку оборудования;
б) останова генерирующего оборудования в холодный резерв.
6.8.2.
Принципы обеспечения надежности функционирования электрической
системы в рамках работы третичного контура управления
Для обеспечения надежности ЕЭС России и нормального действия третичного контура управления в
темпе реального времени СО обязан:
а) контролировать объем и размещение третичного резерва на загрузку и на разгрузку оборудования в
ЕЭС России;
б) если в результате действия третичного контура управления произошло снижение объемов
третичного резерва на загрузку и на разгрузку оборудования, принять меры к восстановлению объемов
вышеуказанных резервов за счет включения оборудования из холодного резерва (отключения в
холодный резерв) в сроки, определяемые интервалом времени, в течение которого участники
оптового рынка обязаны обеспечить изменение состояния оборудования;
в) если снижение объемов третичного резерва на загрузку оборудования произошло в результате
отключения генерирующего оборудования, на котором он был размещен или отключений в
электрических сетях, принимать меры к восстановлению его объемов в максимально короткие
сроки за счет:
 перераспределения размещения третичного резерва на загрузку оборудования между ОЭС и между
РЭЭС в ЕЭС России;
 максимально быстрого разворота генерирующего оборудования из холодного резерва активной
мощности.
г) если снижение объемов третичного резерва на разгрузку оборудования произошло в результате
отключений в электрических сетях, технических неисправностей или возникновения условий
несения вынужденных режимов оборудования, на котором он был размещен, принимать меры к
восстановлению его объемов в максимально короткие сроки за счет:
Стр.21
Регламент оперативного диспетчерского управления электроэнергетическим режимом объектов управления ЕЭС России
 перераспределения размещения третичного резерва на разгрузку оборудования между ОЭС и между
РЭЭС в ЕЭС России.

останова генерирующего оборудования в холодный резерв.
д) В случае необходимости ввода режима работы энергосистемы (энергоузла) в область
допустимых значений в случае фактического, либо прогнозируемого выхода параметров
режима за пределы допустимых значений, использовать весь технически доступный диапазон
нагрузок генерирующего оборудования, определяемый
техническими требованиями
(требованиями безопасности) к эксплуатации данного вида оборудования, в т.ч. если значения
указанного диапазона лежат вне пределов регулирования, принятых в отношении данного часа
при актуализации расчетной модели.
6.8.3.
Принципы обеспечения надежности функционирования электрической
системы за счет управления режимами и резервами реактивной мощности
субъектов оптового рынка
Для обеспечения надежности ЕЭС России в темпе реального времени СО обязан:
а) контролировать на соответствие нормативам, заданиям и уточненным диспетчерским
графикам параметры:
 напряжения электрического тока в контрольных пунктах ЕЭС России;
 запасов по пределу ограничений по пропускной способности электрических сетей; .
 токовой нагрузки элементов электрических сетей;
б) в случаях нарушения или прогнозируемого нарушения параметров нормативов, заданий и
уточненных диспетчерских графиков, указанных выше, принимать меры по вводу их значений в
допустимую область путем использования в рамках технически допустимых режимов
следующих ресурсов оборудования субъектов оптового рынка:
 реактивной мощности генерирующего оборудования;
 реактивной мощности шунтирующих реакторов, батарей статических конденсаторов,
синхронных компенсаторов и статических тиристорных компенсаторов;
 переключателей
ответвлений
регулирования
автотрансформаторов и автотрансформаторных групп;
напряжения
трансформаторов,
 состояния (включено/выключено) линий электропередачи и других сетевых элементов;
 состояния (включено/выключено) генерирующего оборудования;
а субъекты оптового рынка обязаны предоставлять указанные ресурсы СО.
7. ОРГАНИЗАЦИЯ ПРОИЗВОДСТВЕННОГО ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ ОПЕРАТИВНОГО
ДИСПЕТЧЕРСКОГО ПЕРСОНАЛА СО, ОБЪЕКТОВ ГЕНЕРАЦИИ И ОБЪЕКТОВ
ПОТРЕБЛЕНИЯ С РЕГУЛИРУЕМОЙ НАГРУЗКОЙ, В ПРОЦЕССЕ УПРАВЛЕНИЯ
РЕЖИМАМИ В ТЕМПЕ РЕАЛЬНОГО ВРЕМЕНИ
Взаимодействие оперативного диспетчерского персонала СО с оперативным персоналом объектов
генерации и объектов потребления с регулируемой нагрузкой в темпе реального времени
осуществляется за счет обмена информацией о событиях и действиях по управлению режимами,
передаваемой в электронном виде средствами специализированного ПО и устно по телефону,
включающей:
1)
регулярные ОДР;
2)
электронные подтверждения о принятии к исполнению регулярных ОДР;
Стр.22
Регламент оперативного диспетчерского управления электроэнергетическим режимом объектов управления ЕЭС России
3)
устные (по телефону) и электронные, в т.ч. дублирующие устные, оперативные диспетчерские
команды на изменение УДГ;
4)
рапорты об исполнении оперативных диспетчерских команд (при необходимости);
5)
устные (по телефону) в т.ч. дублирующие устные (по телефону), и электронные оперативные
уведомления о случившихся фактах вынужденного изменения состояния оборудования и/или
режима;
6)
устные и электронные в т.ч. дублирующие устные (по телефону), оперативные уведомления об
изменении состояния оборудования и/или режима действием устройств автоматического
управления;
7)
сообщения о случившихся нарушениях допустимости режима (перетоки мощности, токи,
уровни напряжения);
8)
предложения участников оптового рынка по изменению диспетчерского графика и/или состава
генерирующего оборудования;
9)
оперативные ценопринимающие заявки,
10)
протесты участников оптового рынка диспетчерскому персоналу по изменению уточненного
диспетчерского графика и/или состава оборудования;
11)
отказы участников оптового рынка от выполнения регулярных ОДР и/или оперативных
диспетчерских команд.
Устная информация о действиях по управлению режимами должна иметь стандартную структуру,
обеспечивающую их однозначное толкование, а также возможность:
1) документирования стандартных действий по управлению режимами путем ведения
стандартного диспетчерского журнала, в том числе электронного;
2)
дублирования (повторения) устной информации стандартными электронными сообщениями,
автоматически рассылаемыми участникам оптового рынка и процесса управления.
Перечень и стандартные наименования оперативных диспетчерских команд и прочих действий по
диспетчерскому управлению, представленные ниже, утверждаются руководством СО.
7.1.
Требования к структуре оперативной диспетчерской команды
Стандартная структура оперативной диспетчерской команды включает следующие реквизиты10:
1)
стандартную формулировку содержания действия;
2)
стандартные наименования изменяемых параметров;
3)
величину предписанного изменения параметров или требуемое состояние оборудования;
4)
продолжительность, время окончания или условия окончания действия;
5)
стандартную формулировку причины возникновения;
6)
требование к скорости исполнения или времени, к которому оперативная диспетчерская
команда должна быть исполнена;
7)
требование относительно необходимости представления рапорта об исполнении
оперативной диспетчерской команды.
7.2. Требования к структуре рапорта об исполнении оперативной диспетчерской команды
Стандартная структура рапорта об исполнении оперативной диспетчерской команды должна включать:
Реквизиты диспетчерской команды, начиная с четвертого, не являются обязательными, необходимость
наличия указанных реквизитов определяется дежурным диспетчером.
10
Стр.23
Регламент оперативного диспетчерского управления электроэнергетическим режимом объектов управления ЕЭС России
1)
стандартную формулировку содержания;
2)
величину выполнения команды к заданному сроку или окончательный объем выполнения
команды;
3)
стандартную формулировку причины неполного выполнения команды к заданному сроку.
7.3. Требования к структуре оперативного уведомления о факте вынужденного изменения
состояния оборудования и/или режима объекта управления
Стандартная структура устного оперативного уведомления о факте вынужденного изменения состояния
оборудования и/или режима объекта управления должна включать:
1) стандартное наименование вынужденно изменившегося параметра состояния
оборудования или режима объекта управления нагрузкой;
2)
значение параметра до вынужденного изменения;
3)
значение параметра после вынужденного изменения;
4)
величину изменения параметра;
5)
стандартную формулировку причины вынужденного изменения;
6)
время наступления вынужденного изменения состояния или режима объекта управления
нагрузкой;
7.4. Требования к структуре устного оперативного уведомления об изменении состояния
оборудования и/или режима объекта управления нагрузкой под действием устройств
автоматического управления
Стандартная структура устного оперативного уведомления об изменении состояния оборудования и/или
режима объекта управления нагрузкой под действием устройств автоматического управления, должна
включать:
1)
стандартное наименование устройства противоаварийной или режимной автоматики;
2)
стандартное наименование
оборудования или режима;
3)
величину параметра до срабатывания устройства противоаварийного управления;
4)
величину параметра после срабатывания устройства противоаварийного управления;
5)
величину изменения параметра;
6)
стандартную формулировку причины работы устройств автоматического управления;
7)
время наступления автоматического управления.
вынужденно
изменившегося
параметра
состояния
7.5. Требования к структуре сообщения о случившемся нарушении допустимости режима
оборудования
Стандартная структура сообщения о случившемся нарушении допустимости режима должна
включать:
1)
стандартную формулировку содержания события;
2)
стандартное наименование параметра режима, принявшего недопустимое значение;
3)
величину нарушения параметра;
4)
стандартную формулировку причины нарушения;
5)
время наступления нарушения;
6)
подробную формулировку причины нарушения (при необходимости).
Стр.24
Регламент оперативного диспетчерского управления электроэнергетическим режимом объектов управления ЕЭС России
7.6. Требования к структуре предложений участника оптового рынка по изменению
диспетчерского графика и/или состава генерирующего оборудования
Стандартная структура формулировки предложений участника оптового рынка по изменению
уточненного диспетчерского графика и/или состава генерирующего оборудования должна включать:
1)
стандартную формулировку содержания предложения;
2)
стандартное наименование изменяемого параметра состояния оборудования и/или
режима;
3)
величину изменения параметра;
4)
время начала предлагаемого изменения уточненного диспетчерского графика и/или
ожидаемую скорость изменения параметра;
5)
стандартную формулировку причины изменения уточненного диспетчерского графика.
7.7. Требования к структуре протеста
диспетчерскому персоналу СО
участника
оптового
рынка
оперативному
Стандартная структура протеста участника оптового рынка диспетчерскому персоналу по поводу
исполнения диспетчерского графика, установленного регулярными ОДР и/или оперативными
диспетчерскими командами, или изменения состава оборудования и режимов должна включать:
1)
стандартную формулировку команды, вызвавшей протест;
2)
стандартное наименование параметра, изменение которого вызывает протест;
3)
величину изменения параметра, которая вызывает протест;
4)
стандартную формулировку причины протеста;
5)
подробную формулировку протеста не позднее одних суток после факта подачи протеста.
7.8. Требования к структуре отказа участника оптового рынка от исполнения диспетчерской
команды и (или) УДГ
Субъекты оптового рынка обязаны выполнять действия, предписанные регулярными ОДР и
оперативными диспетчерскими командами СО. Отказ от выполнения регулярных ОДР и оперативных
диспетчерских команд СО допускается в двух случаях:

при угрозе жизни и здоровью людей;

при угрозе повреждения оборудования.
Стандартная структура отказа участника от исполнения регулярных ОДР и оперативных диспетчерских
команд СО:
1)
стандартную формулировку команды или распоряжения, вызвавших отказ;
2)
стандартное наименование действия и параметра режима, изменение которого вызывает
отказ;
3)
величину изменения параметра, на который поступил отказ;
4)
стандартную формулировку причины отказа;
5)
подробное объяснение причины отказа не позднее одних суток после факта отказа.
Стандартная структура всех видов электронных оперативных уведомлений, формируемых участниками
рынка и направляемых в СО определяется форматом представления данных в специализированном
программном обеспечением.
.
Стр.25
Регламент оперативного диспетчерского управления электроэнергетическим режимом объектов управления ЕЭС России
7.9. Организация документирования действий и результатов оперативного диспетчерского
управления режимами
На каждом диспетчерском пункте СО должно быть организовано документирование информации о
действиях и результатах оперативного диспетчерского управления режимами.
Действиями и результатами оперативного диспетчерского управления режимами, подлежащими
обязательному документированию, являются:
а)
зарегистрированная в диспетчерских сообщениях и оперативных уведомлениях информация о
неплановых событиях в ЕЭС России;
б)
зарегистрированная в оперативном диспетчерском журнале информация о событиях в ЕЭС
России, явившихся причинами действий СО и субъектов оптового рынка по управлению
режимами объектов генерации и объектов потребления с регулируемой нагрузкой в темпе
реального времени;
в)
зарегистрированные в оперативном диспетчерском журнале данные об оперативных
диспетчерских командах СО и действиях субъектов оптового рынка по управлению
режимами объектов генерации и объектов потребления с регулируемой нагрузкой;
г)
зарегистрированные в оперативной ведомости подразделений СО:

уточненные диспетчерские графики активных мощностей по РГЕ и групповым объектам
управления;

зарегистрированные в
фактического режима;
д)
зарегистрированные в электронном оперативном диспетчерском журнале графики отклонения
поставок электроэнергии от значений, заданных в торговом графике, по внешней
инициативе, рассчитываемые в соответствии с Регламентом определения объемов, инициатив и
стоимости отклонений.
диспетчерской
ведомости
графики
активных
мощностей
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
Ситуация на каждой территории оперативного диспетчерского управления СО: европейской части
ЕЭС России, отдельной ОЭС, отдельной РЭЭС может определяться одним из следующих статусов:

нормальная ситуация;

угроза возникновения аварийной ситуации или возникновения аварийных электроэнергетических режимов

аварийная ситуация.
Порядок управления режимами объектов генерации и объектов потребления с регулируемой
нагрузкой, изложенный в разделах 3-6 настоящего Регламента, установлен для осуществления
оперативного диспетчерского управления в нормальной ситуации, включая особые режимы нормальной
ситуации.
В иных случаях (далее – особые ситуации) порядок действий СО в рамках первичного и вторичного
контуров управления, изложенный в пунктах 6.3 и 6.4 настоящего Регламента, не изменяется.
Изменению подлежит порядок действий СО в рамках третичного контура управления, а также могут
осуществляться действия по аварийному ограничению режима потребления.
В особых ситуациях цель управления, представленная в разделе 6.5 настоящего Регламента, заменяется
целью обеспечения надежного функционирования ЕЭС России и прочих территорий оперативного
диспетчерского управления.
Стр.26
Регламент оперативного диспетчерского управления электроэнергетическим режимом объектов управления ЕЭС России
Для достижения этой цели СО имеет право и обязан:
а)
использовать весь технически доступный диапазон изменения нагрузки (в т.ч. в зоне
допустимой перегрузки) объектов управления активной мощностью, размещенный на оборудовании
несущем:

нагрузку;

«горячие» виды резервов активной мощности (первичный, вторичный и третичный);

холодный резерв;
б)
осуществлять отключение генерирующих мощностей от сети для снижения технического
минимума генерирующего оборудования в целях прохождения периодов суточного минимума
потребления мощности;
в)
осуществлять переключения в электрических сетях:
г)

организации, осуществляющие управление единой национальной (общероссийской)
электрической сетью;

организаций, осуществляющих управление электрическими сетями, обеспечивающими
присоединение электроустановок участников оптового рынка к единой национальной
(общероссийской) электрической сети.
прекращать ремонтные работы на генерирующем и электросетевом оборудовании всех
субъектов оптового рынка.
При наступлении оснований, определяемых Правительством РФ, СО имеет право осуществлять
следующие действия по аварийному ограничению режима потребления, в т.ч.:

введение очередей технологических ограничений нагрузки потребителей;

введение очередей технологических отключений нагрузки потребителей;

прямых отключений нагрузки потребителей из центров питания кнопками специальной
автоматики отключения потребителей;

использование аварийной разгрузки и отключения генераторов.
Действия по аварийному ограничению режима потребления также могут осуществляться под
воздействием противоаварийной автоматики.
При наступлении аварийной ситуации требование к СО управлять режимами в соответствии с
таблицами, представленными в пунктах 6.5.1.1, 6.5.1.2, 6.5.1.3 и 6.5.1.4 настоящего Регламента,
заменяется рекомендацией следовать этим таблицам по возможности.
Определение объемов отклонений потребления, относимых на внешнюю инициативу в случае
наступления аварийной ситуации, а также при фактах аварийного ограничения режима потребления
производится Системным оператором после определения причины возникновения такой ситуации на
основании представленного участником рынка акта расследования возникновения аварийной
ситуации (технологического нарушения), оформленного в установленном порядке.
При вводе в установленном порядке ограничений режимов потребления и (или) отключений, объем
отклонения потребления, относимого на внешнюю инициативу, не может превышать объемы
фактического снижения потребления.
Стр.27
Регламент оперативного диспетчерского управления электроэнергетическим режимом объектов управления ЕЭС России
9. ПОРЯДОК ПРЕДОСТАВЛЕНИЯ ИНФОРМАЦИИ О ДЕЙСТВИЯХ И
РЕЗУЛЬТАТАХ ОПЕРАТИВНОГО ДИСПЕТЧЕРСКОГО УПРАВЛЕНИЯ
РЕЖИМАМИ ОБЪЕКТОВ ГЕНЕРАЦИИ И ОБЪЕКТОВ ПОТРЕБЛЕНИЯ С
РЕГУЛИРУЕМОЙ НАГРУЗКОЙ В ТЕМПЕ РЕАЛЬНОГО ВРЕМЕНИ
СО в сроки, установленные Регламентом определения объемов, инициатив и стоимости отклонений,
представляет в АТС данные об отклонениях по внешней инициативе фактических поставок
электроэнергии объектов генерации и объектов потребления с регулируемой нагрузкой от объемов,
заданных торговыми графиками.
Данные оперативных диспетчерских документов:

регулярные ОДР;

специальные диспетчерские указания;

оперативные уведомления;

сообщения о случившихся нарушениях допустимости режима;

признак и причины дисквалификации ГТП участника ОРЭ.
предоставляются в АТС в соответствии с порядком, определенным в Соглашении о взаимодействии по контролю
над СО.
9.1.
Информация, предоставляемая участникам оптового рынка
Участникам оптового рынка представляется следующая индивидуальная информация:
а)
зарегистрированные в оперативном диспетчерском журнале данные о действиях СО в
отношении этого участника оптового рынка;
б)
зарегистрированные в оперативной ведомости подразделений СО:

г)
согласованные в оперативном порядке графики отклонения фактических поставок
электроэнергии от значений, заданных в торговом графике,:

д)
уточненные диспетчерские графики параметров режима;
по внешней инициативе.
информацию об управлении параметрами электрического режима и состояния
оборудования в рамках оказания участниками оптового рынка дополнительных системных
услуг.
9.2. Информация, предоставляемая сетевым организациям
Организациям,
информация:
осуществляющим
эксплуатацию
электрических
сетей,
предоставляется

о причинах действий СО, повлекших внеплановое управление параметрами
электрических режимов и состояния оборудования в рамках оказания этими
организациями дополнительных системных услуг;

о случаях отказов или неполного исполнения оперативным персоналом на объектах
сетевых организаций диспетчерских команд СО;

о прочих случаях непредоставления услуг сетевыми организациями.
9.3. Информация, предоставляемая АТС
Администратору торговой системы предоставляется:
Стр.28
Регламент оперативного диспетчерского управления электроэнергетическим режимом объектов управления ЕЭС России

информация о причинах объявления аварийной ситуации на территориях оперативного
диспетчерского управления;

полная информация, передаваемая в адрес всех субъектов оптового рынка.
9.4. Информация, публикуемая на технологическом web - сайте Системного оператора
Публикации на web-сайте СО подлежат:
а)
регулярные ОДР ;
б)
почасовые диспетчерские объемы электроэнергии;
в)
индикаторы стоимости.
Стр.29
Регламент оперативного диспетчерского управления электроэнергетическим режимом объектов управления ЕЭС России
Приложение № 1 к Регламенту
оперативного диспетчерского
управления электроэнергетическим
режимом объектов управления ЕЭС
России
МЕТОДИКА ФОРМИРОВАНИЯ ОПЕРАТИВНОГО ПРОГНОЗА ПОТРЕБЛЕНИЯ
АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ СИСТЕМНЫМ ОПЕРАТОРОМ ДЛЯ ЦЕЛЕЙ УПРАВЛЕНИЯ
В РЕЖИМЕ, БЛИЗКОМ К РЕАЛЬНОМУ ВРЕМЕНИ
Прогнозирование потребления Системным оператором
Комплекс мер по централизованному управлению технологическими режимами работы объектов
электроэнергетики и энергопринимающих установок потребителей ЕЭС включает в себя процедуру
прогнозирования потребления активной мощности.
При управлении в режиме, близком к реальному времени, СО ежечасно осуществляет прогноз
потребления активной мощности по территориям диспетчерского управления, которыми являются:





Единая энергетическая система (ЕЭС) России;
первая ценовая зона;
вторая ценовая зона
объединенные энергетические системы (ОЭС);
региональные электроэнергетические системы (РЭЭС).
СО не выполняет прогнозы потребления активной мощности по ГТП или по совокупностям точек
поставки отдельных Участников оптового рынка.
Цель составления почасовых прогнозов потребления активной мощности
Целью составления СО прогнозов потребления активной мощности по территориям диспетчерского
управления в зоне ответственности диспетчерских центров является:
предоставление диспетчеру СО информации для принятия решений по обеспечению
надежности режимов функционирования ЕЭС России в режиме реального времени;
предоставление в расчетной модели в балансирующем рынке наиболее вероятного
потребления по соответствующей территории.
Ограничение при формировании прогнозов потребления активной мощности, используемых для
процедур конкурентного отбора заявок для балансирования системы
Для целей проведения процедуры конкурентного отбора не допускается использование значений
потребления, скорректированных как в сторону увеличения, так и в сторону уменьшения,
относительно рассчитанного СО наиболее вероятного значения потребления.
С целью выполнения требования точного прогнозирования СО на основании данных
коммерческого учета, предоставляемых АТС, должен осуществлять мониторинг соответствия
прогнозного и фактического значений потребления территорий и при выявлении
систематического одностороннего отклонения незамедлительно вносить соответствующие
изменения в используемые методики
Информация, необходимая для составления прогнозов потребления
Для составления прогнозов потребления СО должен использовать имеющиеся в распоряжении
детерминированные, статистические и расчетные данные:
Стр.30
Регламент оперативного диспетчерского управления электроэнергетическим режимом объектов управления ЕЭС России






о конфигурации (профиле) и величинах фактического потребления активной мощности на
моменты времени, соответствующие середине диспетчерских интервалов времени,
зарегистрированных за аналогичные дни недели текущего и прошлого годов;
о значениях параметров, являющихся основными факторами, определившими профиль и
величины фактического потребления активной мощности, зарегистрированными за
аналогичные дни недели текущего и прошлого годов, которые могут включать:

температуры окружающего воздуха;

степень освещенности;

долготу дня;

события переносов выходных и праздничных дней;

события сезонных переходов с зимнего на летнее время и обратно;

наличие экстраординарных событий (катастрофы; массовые акции);
прогнозы погодных условий;
прогнозы состояния других факторов, влияющих на изменение потребления в соответствии с
данными, полученными в результате обработки статистики потребления;
о планируемых включении /отключении энергоемких производств;
о планируемых акциях по отделению частей ЕЭС России или зарубежных энергосистем.
Составление прогнозов потребления
СО ежечасно составляет прогноз потребления активной мощности на моменты времени,
соответствующие окончанию диспетчерского интервала, до конца текущих суток и не менее чем на
12 часов вперед с использованием имеющихся в его распоряжении программного обеспечения и
методик.
Требования к методикам и ПО, используемым СО при составлении прогнозов потребления
Средняя величина ошибки прогноза потребления активной мощности – разность между
прогнозным значением потребления и фактическим значением потребления, рассчитываемая
за период не менее месяца, не должна превышать:
по единой энергетической системе (ЕЭС) России – 1,5%;
по объединенной энергетической системе (ОЭС) – 2,5%;
по региональной электроэнергетические системы (РЭЭС) – 5%.
Стр.31
Регламент оперативного диспетчерского управления электроэнергетическим режимом объектов управления ЕЭС России
Приложение № 2 к Регламенту
оперативного диспетчерского
управления электроэнергетическим
режимом объектов управления ЕЭС
России
МЕТОДИКА ДИСКВАЛИФИКАЦИИ ГТП И ОБЪЕКТОВ УПРАВЛЕНИЯ В
БАЛАНСИРУЮЩЕМ РЫНКЕ
1.
Общие положения
1.1.
Настоящая Методика определяет порядок регистрации и сроки действия признака
дисквалификации ГТП и объектов управления Участников оптового рынка. Основанием для
установки Системным оператором признака дисквалификации для ГТП и объектов управления
является техническая неготовность или операционная дисквалификация в соответствии с
настоящей Методикой при возникновении одного из следующих событий:
а)
выявление технической неготовности к восприятию регулярных команд диспетчерского
управления (КДУ) и (или) получению/передаче оперативных уведомлений;
б)
систематическая техническая неготовность к участию в формировании регулярных КДУ
и (или) получению/передаче оперативных уведомлений;
в)
отказ от выполнения команд диспетчерского управления и (или) ненадлежащее качество
их исполнения, а также невыполнение требований настоящего регламента;
г)
нарушение технических требований к Участникам конкурентного отбора заявок для
балансирования системы в части обмена технологической информацией с
автоматизированной системой СО в соответствии с Приложением 3 к настоящему
Регламенту.
1.2.
Для выявления указанных событий в подпунктах а), б) и г). п. 1.1 настоящего Приложения, СО
осуществляет мониторинг выполнения Участником оптового рынка технических требований в
части обмена технологической информацией с автоматизированной системой СО (далее –
мониторинг).
1.3.
Техническая неготовность к восприятию регулярных команд диспетчерского управления и
(или) получению/передаче оперативных уведомлений – ситуация, при которой на объекте
управления, соответствующем ГТП, по техническим причинам не могут надлежащим образом
приниматься
КДУ,
отданные
в
электронном
виде,
и
(или)
не
могут
приниматься/формироваться оперативные уведомления, а также, когда обмен указанной
информацией осуществляется с нарушением требований к обмену технологической
информацией с автоматизированной системой СО.
Признак дисквалификации по технической неготовности регистрируется Системным
оператором при установлении соответствующих оснований.
1.4.
Операционная дисквалификация ГТП на Участников оптового рынка вводится при:
а)
систематической технической неготовности к исполнению команд диспетчерского
управления;
б)
систематически низком качестве исполнения команд диспетчерского управления;
в)
немотивированном отказе от исполнения команд диспетчерского управления;
г)
нарушении технических требований к Участникам оптового рынка в части обмена
технологической информацией с автоматизированной системой СО в соответствии с
Приложением 3 к настоящему Регламенту.
В случаях, не связанных с немотивированным отказом объектов управления следовать командам
диспетчерского управления, введение операционной дисквалификации предваряется
предупреждением Системного оператора.
Стр.32
Регламент оперативного диспетчерского управления электроэнергетическим режимом объектов управления ЕЭС России
Немотивированный отказ от исполнения команд диспетчерского управления является
достаточным основанием для незамедлительного введения операционной дисквалификации
ГТП (объекта управления) в балансирующем рынке.
1.5.
Предупреждения о возможной дисквалификации и (или) уведомления о регистрации признака
дисквалификации доводятся до объектов управления Участников оптового рынка устно с
использованием средств диспетчерской связи либо по факсу. С начала 2006 года указанная
информация будут предоставляться по электронным каналам и (или) публиковаться для
Участников на технологическом web-сайте СО.
1.6.
СО начинает осуществлять мониторинг после подтверждения Участником оптового рынка
выполнения технических требований (соответствующего этапа) к Участникам конкурентного
отбора заявок для балансирования системы в части обмена технологической информацией с
автоматизированной системой СО в соответствии с Приложением 3 к настоящему Регламенту.
До выполнения вышеуказанных действий объект считается дисквалифицированным по
причине технической неготовности.
1.7.
После регистрации признака дисквалификации СО продолжает мониторинг. Установление
технической неготовности и (или) формирование предупреждения о дисквалификации ГТП
(объекта управления) в балансирующем рынке в период уже действующей дисквалификации
означает автоматическое продление периода дисквалификации.
Допускается одновременная дисквалификация ГТП Участника оптового рынка по разным
основаниям в соответствии с требованиями настоящей Методики. При этом признак
дисквалификации устанавливается исходя из максимального срока ее действия.
1.8.
Отмена дисквалификации осуществляется в соответствии с положениями п.п. 1.6–1.8 и 1.9
настоящего Приложения и сопровождается изменением признаков дисквалификации ГТП
(объектов управления) в программном обеспечении балансирующего рынка.
1.9.
Регистрация (отмена) признака дисквалификации сопровождается введением Системным
оператором соответствующей информации в программное обеспечение балансирующего
рынка с указанием периода действия дисквалификации.
2.
Порядок определения технической неготовности ГТП (объекта управления) Участника оптового рынка к
исполнению регулярных КДУ и (или) получению/передаче оперативных уведомлений.
2.1.
Техническая неготовность для ГТП Участника оптового рынка устанавливается в заявительном
порядке и (или) по результатам осуществления Системным оператором мониторинга
выполнения Участником технических требований в части обмена технологической
информацией с автоматизированной системой СО.
2.2.
Участник имеет право сообщить СО о временной неготовности к исполнению регулярных
КДУ и (или) получению/передаче оперативных уведомлений, в т.ч. для проведения
профилактических и наладочных работ путем передачи соответствующего оперативного
уведомления и (или) с использованием диспетчерской связи при условии указания периода
неготовности.
2.3.
СО осуществляет мониторинг с использованием методов:
а)
регулярного обмена технологическими уведомлениями, порождаемыми клиентской
версией ПО, установленного на рабочем месте оператора Участника оптового рынка, и
автоматизированной системой СО с проведением контроля факта отправки и времени
доставки сообщений. Указанные уведомления формируются в автоматическом режиме
ПО в т.ч по расписанию.
б)
контроля времени получения подтверждения о доставке регулярной КДУ или
оперативного уведомления СО клиентской версией ПО, установленного на рабочем
месте оператора Участника.
в)
контроля фактического наличия в работе голосовых и технологических каналов связи и
средств телемеханики, осуществляемого персоналом СО.
Стр.33
Регламент оперативного диспетчерского управления электроэнергетическим режимом объектов управления ЕЭС России
3.
Систематическая техническая неготовность к исполнению команд диспетчерского управления
Основанием для объявления дисквалификации в результате систематической технической
неготовности ГТП (объекта управления) в балансирующем рынке к исполнению команд
диспетчерского управления является регистрация повторяющихся фактов (отдельных случаев)
технической неготовности данной ГТП три и более раз в течение 24 часов, либо техническая
неготовность в течение 12 и более последовательных часов.
4.
Низкое качество исполнения команд диспетчерского управления
Низкое качество исполнения команд диспетчерского управления регистрируется по факту
необходимости неоднократного (трех и более раз в течение 24 часов) дублирования электронных
регулярных КДУ спорадическими командами, отдаваемыми дежурным диспетчером по телефону.
Факты дублирования регулярных команд диспетчерского управления должны быть зарегистрированы
СО.
5.
Немотивированный отказ от исполнения команд диспетчерского управления
Немотивированным отказом от выполнения команд диспетчерского управления является фактический
отказ от выполнения команды, в т.ч. регулярной, сформированной Системным оператором в
пределах технических параметров оборудования, заявленных Участником в установленном порядке (в
т.ч. при подаче неплановых и аварийных заявок на изменение параметров и состояния оборудования),
а также отказ от выполнения или ненадлежащее выполнение требований настоящего регламента,
включая несвоевременное уведомление (или отсутствие уведомления) Системного оператора об
изменении состава оборудования.
К немотивированному отказу от выполнения команд диспетчерского управления так же
приравнивается фактическое невыполнение регулярной КДУ или спорадической КДУ после
повторно выданной спорадической команды. Под фактическим невыполнением команды СО
понимается несоответствие фактического и заданного изменения активной мощности на величину
10% и более, зафиксированное СО по данным телеметрии.
Факты невыполнения повторно отданных спорадических команд диспетчерского управления должны
быть зарегистрированы СО.
6.
Периоды дисквалификации
6.1.
Техническая дисквалификация действует в течение времени фактической технической
неготовности соответствующей ГТП (объекта управления), но не менее 4 (Четырех) часов с
момента установления Системным оператором соответствующих оснований для
дисквалификации.
6.2.
Операционная дисквалификация ГТП (объекта управления) Участников вводится по решению
СО на следующие периоды времени:
а)
Одни сутки;
б)
Одна неделя;
в)
Один месяц.
6.3.
Дисквалификация ГТП (объекта управления) Участников оптового рынка в балансирующем
рынке на 1 (Одни) сутки производится в случаях:

систематической технологической неготовности к исполнению команд диспетчерского
управления;

систематически низкого качества исполнения команд диспетчерского управления;

дисквалификации ГТП (объекта управления) сроком на одни сутки означает, что в
программном обеспечении для данной ГТП (объекта управления) устанавливается
соответствующий признак для всех часов, оставшихся до окончания текущих суток. Если
на момент дисквалификации уже произведен расчет ПБР хотя бы для одного часа
Стр.34
Регламент оперативного диспетчерского управления электроэнергетическим режимом объектов управления ЕЭС России
текущих суток, признак дисквалификации дополнительно устанавливается для всех часов
следующих суток.
6.4.
Дисквалификация ГТП (объекта управления) Участников оптового рынка на одну неделю (7
суток) производится в случаях:

дисквалификации (в том числе последовательных) на одни сутки за период 7 суток два
раза и более;

регистрации факта необоснованного отказа от исполнения команд диспетчерского
управления.
Начало действия периода дисквалификации на одну неделю устанавливается с начала 3
(Третьих) суток реализации дисквалификации на одни сутки и (или) начала следующих суток
после регистрации факта необоснованного отказа от исполнения команд диспетчерского
управления.
Окончание действия периода дисквалификации на одну неделю является последний час 7
(Седьмых) суток, отсчитываемых от начала дисквалификации.
6.5.
Дисквалификация ГТП (объекта управления) Участников на один месяц (4 недели)
производится одновременно с повторным вводом дисквалификации на одну неделю в течение
28 суток .
Начало действия периода дисквалификации на один месяц устанавливается с начала первых
суток повторной дисквалификации на неделю.
Окончание действия периода дисквалификации на один месяц является последний час 28
суток, отсчитываемых от начала дисквалификации.
Стр.35
Регламент оперативного диспетчерского управления электроэнергетическим режимом объектов управления ЕЭС России
Приложение
№
3
к
Регламенту
оперативного диспетчерского управления
электроэнергетическим режимом объектов
управления ЕЭС России
ТРЕБОВАНИЯ
К УЧАСТНИКАМ БАЛАНСИРУЮЩЕГО РЫНКА В ЧАСТИ ОБМЕНА
ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ИНФОРМАЦИЕЙ С АВТОМАТИЗИРОВАННОЙ СИСТЕМОЙ
СИСТЕМНОГО ОПЕРАТОРА (ГЕНЕРАЦИЯ И ПОТРЕБИТЕЛИ С РЕГУЛИРУЕМОЙ
НАГРУЗКОЙ)
Данные требования и предполагают их безусловное выполнение в следующие сроки:
Для участников балансирующего рынка (генерация и потребители с регулируемой нагрузкой),
расположенных в ценовых зонах:

до 01 сентября 2005 года – требования разделов 1-5,

до 01 декабря 2006 года – требования разделов 6-10,

до 01 августа 2007 года – требования разделов 11,12.
Для участников балансирующего рынка (генерация и потребители с регулируемой нагрузкой),
расположенных в неценовых зонах:
до 01 декабря 2006 года – требования разделов 1-5,
до 01 декабря 2007 года – требования разделов 6-10,
до 01 сентября 2008 года – требования разделов 11,12.
Невыполнение данных требований в указанные сроки или технологический отказ оборудования
(каналообразующего, средств ТМ и т. д.) ведет к получению статуса «технической неготовности»
и/или “дисквалификации” в соответствии с Правилами оптового рынка электрической энергии (мощности)
переходного периода.
1.
Требования к рабочему месту оператора Участника балансирующего рынка Абонентское
рабочее место должно быть оборудовано непосредственно на рабочем месте технологического
персонала каждого энергообъекта Участника и оснащено:

терминалом Участника балансирующего рынка (клиентской версией ПО «терминал участника
балансирующего рынка» - ПО ТУБР);
ЭЦП для подписания уведомлений и подтверждений;
доступом в Интернет и электронной почтой;
факсом.



Аппаратная платформа должна обеспечивать надежную работу ПО ТУБР.
Минимальные требования к аппаратной платформе:

операционная система: Windows 2000 Professional, Windows XP;

процессор: Intel® Pentium® PIII 1000 MHz;

оперативная память (RAM): 256 MB;

свободное пространство на жестом диске: 1.5 GB;

монитор и видеокарта должны обеспечивать: 1024x768, 24-bit true color screen.
Дополнительного системного программного обеспечения не требуется.
Участник обязан предоставить Системному оператору список уполномоченных сотрудников,
ответственных за работу с ПО ТУБР (прием КДО, подтверждение и т.д.) и организовать их
круглосуточное дежурство.
2.
Требования к обмену голосовой информацией
Голосовая информация порождается диспетчерскими телефонными переговорами, телефонными
переговорами технологического персонала, а также переговорами вспомогательных служб
Стр.36
Регламент оперативного диспетчерского управления электроэнергетическим режимом объектов управления ЕЭС России
оперативно-технологического управления. При ее передаче должны соблюдаться следующие
требования:

осуществление непрерывной записи переговоров дежурного персонала энергообъекта с
диспетчером СО;

предоставление дежурному персоналу энергообъекта не менее двух каналов связи с
диспетчерским персоналом СО (допускается 1 диспетчерский канал связи, только при наличии
каналов для технологической связи);

в случае потери диспетчерских каналов наличие приоритетного права использования
дежурным персоналом резервных каналов или каналов для технологической связи по
сравнению с технологическим персоналом и персоналом вспомогательных служб.
3.
Требования по организации системы обмена информацией
Требования к каналам связи:

тип – цифровые, аналоговые;

скорость передачи - не менее 9,6 Кбит/с (для функционирования ПО ТУБР);

коэффициент готовности по каждому направлению передачи - не ниже 99,5 %, время
восстановления - не более 5 минут;

Протокол обмена TCP/IP.
Канал связи, предоставляемый Участником балансирующего рынка, должен обеспечить возможность
установки соединений между компьютером Участника, на котором установлен сервер ТУБР, с
компьютером РДУ СО, на котором установлен сервер АС СО, по протоколу TCP/IP. Адреса IP и
номера используемых портов объявляются РДУ СО. Ответственность за настройку сетевого
оборудования и программного обеспечения Участника рынка лежит на Участнике балансирующего
рынка. При установлении соединений через сеть Интернет ответственность за настройку сетевого
оборудования и системного программного обеспечения провайдеров Интернет, обеспечивающих
пропуск трафика сервера ТУБР, возлагается на Участников.
4.
Требования к обмену оперативно-технологической информацией
Оперативно-технологическая (суточная) информация подразделяется на:

регламентируемую по времени предоставления (регулярная информация);

передаваемую спорадически (в течение часа, вне рамок конкурентного отбора).
Участники балансирующего рынка должны обеспечить надежный прием регулярных (ежечасных) и
спорадических КДУ на каждый объект управления в рамках балансирующего рынка. Доставка
регулярной информации средствами электронной транспортной системы от диспетчерских центров
СО до объекта управления Участника балансирующего рынка и от объекта до СО должна
осуществляться не более 10 (Десяти) секунд (с учетом времени получения СО подтверждения
доставки на объект управления/времени, прошедшего с момента отправки от Участника). Прием и
визуализация регулярной информации должен осуществляться посредством клиентской версии ПО
ТУБР.
Участники балансирующего рынка должны обеспечить надежную передачу на диспетчерские центры
СО оперативных уведомлений в соответствии с требованиями регламентов рынка об изменении
состава включенного генерирующего оборудования;

об изменении параметров генерирующего оборудования;

об уточненных «постоянных» графиках генерации;

об измененном состоянии и параметрах электрической сети, моделируемой в составе БРМ;

об измененном состоянии и параметрах элементов системы (каналов автоматики, доз
противоаварийного воздействия на нагрузку потребления или генерации, состояния систем
шин, и других), влияющих на значения сетевых ограничений, моделируемых в составе БРМ;

о технической неготовности следовать регулярным КДУ.
Формирование и визуализация вышеперечисленных оперативных уведомлений должны
осуществляться в формате, установленном СО, с использованием клиентской версии ПО ТУБР для
Стр.37
Регламент оперативного диспетчерского управления электроэнергетическим режимом объектов управления ЕЭС России
формирования оперативных уведомлений. Доставка оперативных уведомлений до диспетчерских
центров СО от Участника балансирующего рынка должна осуществляться:

с подтверждением ЭЦП в соответствии с Соглашением о применении электронной цифровой подписи в
торговой системе оптового рынка (Приложение № Д7 к Договору о присоединении к торговой системе
оптового рынка);

не более 10 (Десяти) секунд.
5.
Требования к обмену ТИ
Состав ТИ и точки их съема по конкретному энергообъекту устанавливается СО как подмножество
ТИ по энергосистеме, приходящееся на данный энергообъект (допускается использование ТИ от
смежных энергообъектов для обеспечения наблюдаемости).
ТИ, передаваемые в СО, должны содержать информацию о следующих параметрах:

активная мощность по ГТП электростанции;

активная мощность нагрузки высоковольтных линий 110 кВ и выше (либо с нагрузкой более 25
МВт), отходящих от электростанции, или активная мощность по генераторам электростанции
либо энергоблокам (при условии обеспечения наблюдаемости).
Телесигнализация, передаваемая в СО, должна содержать информацию о положении выключателей
генераторов или блочных выключателей или отходящих ВЛ 110 кВ и выше (при условии
обеспечения наблюдаемости).
Требования к передаче ТИ:

время передачи основных ТИ с энергообъектов и энергопринимающих установок не должно
превышать 10 (Десяти) секунд, в отдельных случаях, в зависимости от уровня диспетчерского
управления и принадлежности к той или иной подсистеме автоматизированной системы
диспетчерского управления допускается цикл передачи до 15 секунд;

время передачи телесигнализации не должно превышать 10 секунд, в отдельных случаях, в
зависимости от уровня диспетчерского управления и принадлежности к той или иной
подсистеме автоматизированной системы диспетчерского управления допускается цикл
передачи до 15 (Пятнадцати) секунд.
На данном этапе не позднее 01 января 2006 года юридически должны быть оформлены права
использования измерительным оборудованием, средствами телемеханики и связи, не принадлежащих
станции (договоры аренды, договоры совместного использования и т.д.).
6.
Требования к обмену голосовой информацией
Дежурному персоналу энергообъекта должно быть предоставлено не менее двух каналов на каждый
объект управления, обеспечивающих связь между диспетчерами разных уровней и диспетчерами СО
без набора номера.
7.
Требования по организации системы обмена информацией
Организация цифрового канала передачи данных до СО с пропускной способностью не менее 64
Кбит/с (при условии обеспечения мультиплексирования) с коэффициентом готовности по каждому
направлению передачи должен быть не ниже 99,9 % и временем восстановления не более 5 минут.
8.
Требования к обмену информацией об аварийных событиях
Информация об аварийных событиях должна содержать данные, предшествующие событию, данные
в процессе события, а также данные после его ликвидации. Информация должна содержать
следующие виды данных:

запись изменений значений токов и напряжений присоединений главной электрической схемы;

запись параметров высокочастотных постов быстродействующих защит высоковольтных
Стр.38
Регламент оперативного диспетчерского управления электроэнергетическим режимом объектов управления ЕЭС России






линий;
изменение состояния выключателей главной электрической схемы;
факты срабатывания устройств релейной защиты присоединений, дифференциальной защиты
шин и устройств резервирования при отказе выключателей;
регистрация срабатывания отдельных ступеней резервных защит (срабатывание дистанционных
и токовых органов до элементов выдержки времени);
срабатывание устройств электроавтоматики, в том числе противоаварийной (специальной
автоматики отключения нагрузки, автоматического повторного включения, автоматического
включения резерва, автоматического регулятора напряжения, автоматики ликвидации
асинхронного режима и др.);
регистрация работы аппаратуры передачи команд телеотключения;
объемы управляющих воздействий при срабатывании устройств противоаварийной
автоматики.
Примечание:
Должен быть обеспечен ввод информации об аварийных событиях в клиентскую версию ПО ТУБР,
установленного на объектах управления Участников балансирующего рынка.
Информация об аварийных событиях должна быть предоставлена по запросу Системного оператора
посредством электронного обмена данными в течение 30 (Тридцати) минут после запроса. Данная
информация должна храниться у Участников балансирующего рынка не менее 3 (Трех) лет.
9.
Требования к обмену информацией систем автоматического управления нормальными
и аварийными режимами
При обмене информацией систем автоматического управления режимами должна быть обеспечена
передача следующих видов информации доаварийного состояния и настройки систем
автоматического управления:
а)
положение коммутационных аппаратов, включая разъединители, главной электрической схемы
энергообъекта и устройств фиксации коммутационного состояния элементов сети.
б)
Перетоки активной и реактивной мощностей по отходящей сети.
в)
Нагрузки присоединений, подключенных к системам автоматического отключения нагрузки и
автоматической частотной разгрузки.
г)
Сигнализация о неисправности устройств передачи информации и устройств передачи
аварийных сигналов и команд.
д)
Значения частоты и напряжения в контрольных точках.
е)
Положение устройств регулирования напряжения трансформаторов под нагрузкой.
ж)
Регистрация общего сигнала неисправности на подстанции.
з)
Регистрация положения наиболее ответственных оперативных ключей и накладок по
согласованному перечню.
и)
Текущая настройка систем автоматики. Рабочий диапазон регулирования и сигналы его
исчерпания.
Требования к передаче управляющей информации от систем автоматического регулирования частоты
и мощности:
а)
осуществление передачи команд на реализацию управляющих воздействий от устройств
автоматики по выделенным каналам и в соответствии с требованиями к каналам связи по
передаче технологической информации.
б)
Наличие запасной специализированной аппаратураы.
в)
Обеспечение надежного приема команд и следующих видов управляющих воздействий:
­ изменение генерирующей мощности электростанций, участвующих во вторичном и
третичном регулировании частоты;
­ изменение положений устройств регулирования напряжения трансформаторов под
Стр.39
Регламент оперативного диспетчерского управления электроэнергетическим режимом объектов управления ЕЭС России
г)
нагрузкой для регулирования напряжения и потребления.
Продолжительность цикла передачи команды телерегулирования не более 1 (Одной) секунды.
При передаче управляющей информации от централизованных систем противоаварийной
автоматики должны быть обеспечены::

надежный прием/передача команд пусковых органов и управляющих воздействий;

ступенчатое отключение нагрузки потребителей;

ступенчатое отключение или ограничение генерирующей мощности электростанций;

продолжительность цикла передачи команды телерегулирования не более 1 секунды.

применение специализированной аппаратуры, дублирование аппаратуры и каналов связи.
10.
Требования к обмену ТИ
ТИ, передаваемые в СО, должны содержать информацию о следующих параметрах:

суммарная активная и реактивная мощности генераторов электростанции, а также по
генераторам и отдельным группам генераторов и отдельным энергоблокам;

активная и реактивная мощности нагрузки по обмоткам высшего и среднего напряжения (авто)
трансформаторов;

активная и реактивная мощности нагрузки высоковольтных линий 35 кВ и выше (либо с
нагрузкой более 10 МВт), отходящих от электростанции;

реактивная мощность реакторов;

активные токи нагрузок всех присоединений 35 кВ и выше (либо с нагрузкой более 10 МВт)
электростанции;

напряжения на шинах (на каждой системе и секции) 35 кВ и выше;

частота на стороне высшего или среднего напряжения электростанции;

уровни верхнего и нижнего бьефов гидроэлектростанций.
Погрешность ТИ параметров технологического режима работы энергообъектов должна
соответствовать нормам, устанавливаемым техническими регламентами и иными нормативными
актами.
Телесигнализация, передаваемая в СО, должна содержать информацию о следующих параметрах:

положение выключателей 35 кВ и выше (либо с нагрузкой более 10 МВт);

положение выключателей генераторов;

аварийно-предупредительная телесигнализация, содержащую общие предупредительные и
аварийные сигналы о возникновении ненормальных ситуаций.
Требования к передаче ТИ:

время передачи основных ТИ с энергообъектов и энергопринимающих установок не должно
превышать 1 (Одной) секунды, в отдельных случаях, в зависимости от уровня диспетчерского
управления и принадлежности к той или иной подсистеме автоматизированной системы
диспетчерского управления допускается цикл передачи до 5 (Пяти) секунд.

Продолжительность передачи телесигнализации не более 5 (Пяти) секунд.

Соответствие вероятности появления ошибки ТИ первой категории систем телемеханики
ГОСТ 26.205-88.

Соответствие протокола передачи ТИ рекомендациям МЭК и, в частности, IEC 870-5-101/104,
IEC 870-6 (TASE.2)/ICCP.
При модернизации и оснащении средствами ТМ присоединений должны использоваться цифровые
датчики с классом точности не хуже 0.5 S, подключаемые к кернам измерительных трансформаторов
класса точности не хуже 0.5.
Телеизмерения (ТИ) и телесигнализация (ТС) при передаче с энергообъектов должны содержать
метки единого астрономического времени.
С целью совместимости создаваемой системы информационного обмена с общесистемной АСДУ
Системного оператора состав технических и программных средств телемеханики, связи, ЦППС, ОИК,
Стр.40
Регламент оперативного диспетчерского управления электроэнергетическим режимом объектов управления ЕЭС России
регистраторов, приборов контроля качества и т.д., а также вид и объем информации, протоколы
передачи данных должны быть согласованы с СО на стадии подготовки технического задания.
11.
Требования по организации системы обмена информацией
а)
Организация второго (резервного) цифрового канала передачи данных до СО с пропускной
способностью не менее 64 Кбит/с (при условии обеспечения мультиплексирования), с
коэффициентом готовности по каждому направлению передачи должен быть не ниже 99,9 % и
временем восстановления не более 5 (Пяти) минут.
При создании системы передачи (приема) диспетчерских команд и информации о
технологическом режиме работы энергообъектов и энергопринимающих установок в
диспетчерский центр СО должно быть организовано не менее двух трактов, дублирующих друг
друга, проходящих по географически разнесенным трассам или в разных физических средах
передачи и обеспечивающих выполнение всех требований по надежности, достоверности и
времени передачи информации. Допускается использование каналов с горячим
резервированием.
б)
12.
Требования к обмену ТИ
ТИ, передаваемые в СО, должны содержать информацию о следующих параметрах:

суммарная активная и реактивная мощности генераторов электростанции, а также по
генераторам и отдельным группам генераторов и отдельным энергоблокам;

активная и реактивная мощности нагрузки по обмоткам высшего и среднего напряжения (авто)
трансформаторов;

активная и реактивная мощности нагрузки всех высоковольтных линий, отходящих от
электростанции;

реактивная мощность реакторов;

активные токи нагрузок всех присоединений электростанции;

напряжения на шинах (на каждой системе и секции);

частота на стороне высшего или среднего напряжения электростанции;

уровни верхнего и нижнего бьефов гидроэлектростанций.
Телесигнализация, передаваемые в СО, должна содержать информацию о следующих параметрах:

положение всех высоковольтных выключателей, разъединителей в цепях телеуправляемых
выключателей;

положение выключателей генераторов;

аварийно-предупредительная телесигнализация, содержащую общие предупредительные и
аварийные сигналы о возникновении ненормальных ситуаций.
Требования к передаче ТИ:

цикл передачи основных ТИ с энергообъектов и энергопринимающих установок не должен
превышать 1 (Одной) секунды, в отдельных случаях, в зависимости от уровня диспетчерского
управления и принадлежности к той или иной подсистеме автоматизированной системы
диспетчерского управления допускается цикл передачи до 5 (Пяти) секунд.

Продолжительность передачи телесигнализации не более 5 (Пяти) секунд.

Cоответствие вероятности появления ошибки ТИ первой категории систем телемеханики
ГОСТ 26.205-88.

Соответствовие протокола передачи ТИ рекомендациям МЭК и в частности IEC 870-5-101/104,
IEC 870-6 (TASE.2)/ICCP.
Все присоединения должны быть оснащены цифровыми датчиками с классом точности не хуже 0.5 S,
подключенных к кернам измерительных трансформаторов класса точности не хуже 0.5.
Должны быть предусмотрены мероприятия по защите информации от несанкционированного
вмешательства, согласованные с СО.
Телеизмерения (ТИ) и телесигнализация (ТС) при передаче с энергообъектов должны содержать
Стр.41
Регламент оперативного диспетчерского управления электроэнергетическим режимом объектов управления ЕЭС России
метки единого астрономического времени.
С целью совместимости создаваемой системы информационного обмена с общесистемной АСДУ
Системного оператора состав технических и программных средств телемеханики, связи, ЦППС, ОИК,
регистраторов, приборов контроля качества и т.д., а также вид и объем информации, протоколы
передачи данных должны быть согласованы с СО на стадии подготовки технического задания.
Объем телеинформации созданной системы информационного обмена должен обеспечивать
адекватность (наблюдаемость) модели реального времени расчетной электрической схемы схеме
контролируемой электрической сети и оперативный контроль и регистрацию качества электрической
энергии.
Привести в соответствие с Требованиями к информационному обмену технологической информацией с
автоматизированной системой Системного оператора (Приложение 2 к Регламенту допуска к торговой системе
оптового рынка).
Стр.42