Приложение 13. Регламент определения объемов фактически

Регламент определения объемов фактически поставленной на оптовый рынок мощности
Приложение № 13
к Договору о присоединении
к торговой системе
оптового рынка
РЕГЛАМЕНТ
ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОБЪЕМОВ ФАКТИЧЕСКИ ПОСТАВЛЕННОЙ
НА ОПТОВЫЙ РЫНОК МОЩНОСТИ
утвержден 26 ноября 2010 года (протокол № 33/2010 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 10 декабря 2010 года (протокол № 35/2010 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 17 декабря 2010 года (Протокол № 36/2010 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 24 декабря 2010 года (Протокол № 37/2010 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 28 января 2011 года (Протокол № 2/2011 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 25 февраля 2011 года (Протокол № 5/2011 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 9 марта 2011 года (Протокол № 6/2011 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 1 апреля 2011 года (Протокол № 9-III/2011 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 28 апреля 2011 года (протокол № 12/2011 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 26 мая 2011 года (протокол № 15-I/2011 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 29 июля 2011 года (протокол № 22/2011 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 2 сентября 2011 года (протокол № 24/2011 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 28 октября 2011 года (протокол № 35/2011 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 23 декабря 2011 года (протокол № 42/2011 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 30 марта 2012 года (протокол № 14/2012 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 27 апреля 2012 года (протокол № 17/2012 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 29 мая 2012 года (протокол № 22/2012 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 27 июля 2012 года (протокол № 24/2012 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 31 августа 2012 года (протокол № 26/2012 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 8 октября 2012 года (протокол № 30-II/2012 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»)
Регламент определения объемов фактически поставленной на оптовый рынок мощности
ОГЛАВЛЕНИЕ
1. ПРЕДМЕТ И СФЕРА ДЕЙСТВИЯ РЕГЛАМЕНТА ...................................................................................... 4
2.
1.1.
Предмет ....................................................................................................................................................... 4
1.2.
Сфера действия ........................................................................................................................................... 4
ТРЕБОВАНИЯ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГОТОВНОСТЬ ГЕНЕРИРУЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ
УЧАСТНИКОВ ОРЭ ................................................................................................................................................ 4
2.1.
Участие в общем первичном регулировании частоты электрического тока (ОПРЧ). ............................ 4
2.2.
Предоставление диапазона регулирования реактивной мощности. ......................................................... 4
2.3.
Участие ГЭС во вторичном регулировании частоты и перетоков активной электрической мощности. 5
2.4.
Обеспечение работы генерирующего оборудования в соответствии с заданным СО технологическим
режимом работы, включая соблюдение минимального и максимального почасовых значений мощности,
параметров маневренности генерирующего оборудования, в том числе скорости изменения нагрузки
генерирующего оборудования при участии в суточном регулировании и времени включения в сеть
генерирующего оборудования, а также иных параметров в соответствии с Правилами оптового рынка (далее
― способность к выработке электроэнергии). ........................................................................................................ 5
2.5.
Выполнены требования к системе обмена технологической информацией с автоматизированной
системой СО (далее – СОТИАССО). ..................................................................................................................... 5
3.
ПОРЯДОК ОПРЕДЕЛЕНИЯ ГОТОВНОСТИ ГЕНЕРИРУЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ ................ 5
3.1.
Участие в общем первичном регулировании частоты электрического тока............................................ 5
3.2.
Порядок предоставления диапазона регулирования реактивной мощности ........................................... 7
3.3.
Порядок участия ГЭС во вторичном регулировании частоты электрического тока и перетоков
активной электрической мощности ...................................................................................................................... 10
3.4.
Порядок определения способности к выработке электроэнергии ......................................................... 14
3.5.
Порядок определения выполнения технических требований к системе связи, обеспечивающей обмен
данными с СО ........................................................................................................................................................ 36
4.
ОСОБЕННОСТИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ГОТОВНОСТИ ГЕНЕРИРУЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ
ОТДЕЛЬНЫХ ТИПОВ УЧАСТНИКОВ ОРЭ ................................................................................................... 36
2
Регламент определения объемов фактически поставленной на оптовый рынок мощности
4.1.
Порядок определения готовности генерирующего оборудования для генерирующего оборудования
во время набора/сброса нагрузки в соответствии с заданным СО УДГ, в том числе, в периоды ввода (вывода)
из ремонта (в ремонт) или из резерва (в резерв) .................................................................................................. 36
4.2.
Порядок определения готовности генерирующего оборудования для генерирующего оборудования
во время проведения специальных испытаний на включенном оборудовании ................................................. 37
4.3.
Порядок определения готовности генерирующего оборудования, режим работы которого полностью
зависит от наличия теплового потребителя ......................................................................................................... 37
5.
ПОРЯДОК ОПРЕДЕЛЕНИЯ ФАКТИЧЕСКИ ПОСТАВЛЕННЫХ НА ОПТОВЫЙ РЫНОК
ОБЪЕМОВ МОЩНОСТИ..................................................................................................................................... 37
5.1.
Порядок определения объема недопоставки мощности генерирующего оборудования, определяемого
участием в общем первичном регулировании частоты электрического тока ..................................................... 37
5.2.
Порядок определения объема недопоставки мощности генерирующего оборудования, определяемого
предоставлением диапазона регулирования реактивной мощности ................................................................... 38
5.3.
Порядок расчета объема недопоставки мощности генерирующего оборудования, определяемого
участием ГЭС во вторичном регулировании частоты электрического тока и перетоков активной
электрической мощности ...................................................................................................................................... 38
5.4.
Порядок расчета объема недопоставки мощности генерирующего оборудования, определяемого
способностью к выработке электроэнергии ......................................................................................................... 38
5.5.
Порядок расчета объема недопоставки мощности генерирующего оборудования, определяемого
невыполнением требований к СОТИАССО ........................................................................................................ 39
5.6.
Порядок расчета объема фактически поставленной мощности генерирующего оборудования ......... 39
5.7.
Особенности определения объема недопоставки мощности генерирующего оборудования, в
отношении которого присвоен признак генерирующего оборудования инновационного вида ...................... 42
6.
ИНФОРМАЦИОННЫЙ ОБМЕН МЕЖДУ СО, КО И УЧАСТНИКАМИ ОРЭ ДАННЫМИ О
ФАКТИЧЕСКИ ПОСТАВЛЕННЫХ НА ОПТОВЫЙ РЫНОК ОБЪЕМАХ МОЩНОСТИ И
ПОКАЗАТЕЛЯХ ГОТОВНОСТИ ГЕНЕРИРУЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ УЧАСТНИКОВ ОРЭ ..... 42
3
Регламент определения объемов фактически поставленной на оптовый рынок мощности
1. ПРЕДМЕТ И СФЕРА ДЕЙСТВИЯ РЕГЛАМЕНТА
1.1.
Предмет
Настоящий регламент определяет:

порядок взаимоотношений участников ОРЭ, организаций коммерческой и технологической
инфраструктур ОРЭ в сфере торговли мощностью на ОРЭ в части определения фактически
поставленного на оптовый рынок объема мощности;

порядок сбора, обработки и формирования информации, необходимой для определения
фактически поставленного на оптовый рынок объема мощности, включая информацию о
выполнении
требований,
определяющих
готовность
генерирующего
оборудования
участников ОРЭ к выработке электрической энергии;

требования по предоставлению данных, определяющих готовность генерирующего
оборудования участников ОРЭ к выработке электрической энергии;

порядок расчета объемов недопоставки мощности, определяемых системным оператором
при невыполнении (частичном невыполнении) участниками ОРЭ требований в части
готовности
генерирующего
применением
оборудования
коэффициентов,
значения
к
выработке
которых
электрической
соответствуют
энергии,
нижней
с
границе
диапазонов, установленных Правилами оптового рынка электрической энергии и мощности,
а начиная с 2013 года, после вступления в силу приказа Минэнерго России (далее – приказ
Минэнерго России) в порядке и сроки, предусмотренные Правилами оптового рынка
электрической энергии и мощности, – коэффициентов, установленных указанным приказом;

порядок определения объема фактически поставленной мощности генерирующего
оборудования.
1.2.
Сфера действия
Положения данного регламента распространяются на участников ОРЭ, СО и КО.
Организация процесса определения фактически поставленного на оптовый рынок объема
мощности на основании данных о готовности генерирующего оборудования участников ОРЭ к
выработке электрической энергии (далее - готовность генерирующего оборудования) регулируется
Правилами оптового рынка, договором о присоединении к торговой системе и прилагаемыми к нему
регламентами оптового рынка, а также Техническими требованиями к генерирующему оборудованию участников
ОРЭ (далее – Технические требования) и Порядком установления соответствия генерирующего оборудования
участников ОРЭ техническим требованиям (далее – Порядок установления соответствия).
Технические требования и Порядок установления соответствия утверждаются СО и размещаются в открытом
доступе на сайте СО.
2. ТРЕБОВАНИЯ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГОТОВНОСТЬ ГЕНЕРИРУЮЩЕГО
ОБОРУДОВАНИЯ УЧАСТНИКОВ ОРЭ
2.1.
Участие в общем первичном регулировании частоты электрического тока (ОПРЧ).
2.2.
Предоставление диапазона регулирования реактивной мощности.
4
Регламент определения объемов фактически поставленной на оптовый рынок мощности
2.3.
Участие ГЭС во вторичном регулировании частоты и перетоков активной электрической
мощности.
2.4.
Обеспечение работы генерирующего оборудования в соответствии с заданным СО
технологическим режимом работы, включая соблюдение минимального и максимального
почасовых значений мощности, параметров маневренности генерирующего оборудования, в
том числе скорости изменения нагрузки генерирующего оборудования при участии в суточном
регулировании и времени включения в сеть генерирующего оборудования, а также иных
параметров в соответствии с Правилами оптового рынка (далее ― способность к выработке
электроэнергии).
2.5.
Выполнены
требования
к
системе
обмена
технологической
информацией
с
автоматизированной системой СО (далее – СОТИАССО).
3. ПОРЯДОК ОПРЕДЕЛЕНИЯ ГОТОВНОСТИ ГЕНЕРИРУЮЩЕГО
ОБОРУДОВАНИЯ
Участники ОРЭ обязаны предоставлять СО актуальные паспортные данные по генерирующему
оборудованию.
В случае изменения указанных в паспорте энергетического оборудования технических характеристик ,
участники ОРЭ обязаны в течение 3 (трех) рабочих дней направить СО соответствующее
уведомление, с приложением обосновывающих документов. Перечень документов, необходимых для
подтверждения изменения установленной мощности, устанавливается Регламентом аттестации
генерирующего оборудования (Приложение № 19.2 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).
В случае полного либо частичного непредставления участником ОРЭ данных по генерирующему
оборудованию, СО при формировании информации о выполнении требований, определяющих
готовность генерирующего оборудования участников ОРЭ к выработке электрической энергии
должен использовать имеющуюся в его распоряжении информацию.
Предельный объем поставки мощности определяется в соответствии с Регламентом аттестации
генерирующего оборудования (Приложение № 19.2 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).
Объемы фактически поставленной на оптовый рынок мощности определяются СО в отношении
ГТП генерации участников ОРЭ.
3.1.
Участие в общем первичном регулировании частоты электрического тока
3.1.1. Технические требования к генерирующему оборудованию участников ОРЭ,
в части общего первичного регулирования частоты электрического тока
3.1.1.1.
Общее первичное регулирование частоты (ОПРЧ) должно осуществляться всеми
электростанциями путем изменения мощности под воздействием автоматических
регуляторов частоты вращения роторов турбоагрегатов и производительности
котлов, реакторов АЭС и т.п.
Технические требования к оборудованию участника ОРЭ определяются в
соответствии с Техническими требованиями и Порядком установления соответствия.
5
Регламент определения объемов фактически поставленной на оптовый рынок мощности
Технические характеристики генерирующего оборудования ТЭС и ГЭС (статизм
регулирования (степень неравномерности), зона (степень) нечувствительности по
частоте), а также технические условия участия генерирующего оборудования ТЭС и
ГЭС в ОПРЧ должны соответствовать требованиям Правил технической
эксплуатации
электрических
станций
и
сетей
Российской
Федерации,
утвержденных Приказом Минэнерго РФ от 19.06.2003 года № 229 (ПТЭ).
Технические характеристики и технические условия участия генерирующего
оборудования АЭС в ОПРЧ должны быть согласованы с СО и указаны в
действующих нормативных документах по эксплуатации АЭС.
Возможность согласованного с СО временного неучастия поставщика в ОПРЧ в
связи с проведением регламентных (профилактических), ремонтно-наладочных
работ на оборудовании, обеспечивающем участие электростанции (энергоблока,
очереди) в ОПРЧ, а также:
- порядок проверки готовности электростанций к ОПРЧ;
- технические условия обеспечения мониторинга участия электростанций в
ОПРЧ, в т. ч. обязательные технические требования к устройствам регистрации и
передачи данных на объектах генерации и сетевом оборудовании, и критерии
оценки качества участия электростанций в ОПРЧ устанавливаются Техническими
требованиями и Порядком установления соответствия.
3.1.2. Порядок установления соответствия техническим требованиям, в части
общего первичного регулирования частоты электрического тока
3.1.2.1.
В соответствии Техническими требованиями СО по каждому участнику ОРЭ
регистрирует:
– тип участия в ОПРЧ генерирующего оборудования:
– «генерирующее оборудование, не готовое к участию в ОПРЧ», в случае если участник
заявил о неготовности к участию в ОПРЧ данного генерирующего оборудования, а
также по генерирующему оборудованию, имевшего тип «генерирующее оборудование,
готовое к участию в ОПРЧ», для которого за период актуальности указанного типа 3
раза было зарегистрировано неучастие (участие, не удовлетворяющее Техническим
требованиям) в ОПРЧ, до момента подтверждения готовности участия оборудования
в ОПРЧ;
– «генерирующее оборудование, готовое к участию в ОПРЧ», в отношении генерирующего
оборудования, для которого не зарегистрирован тип «генерирующее оборудование, не
готовое к участию в ОПРЧ» или «генерирующее оборудование, не имеющее технической
возможности участия в ОПРЧ». Для вновь вводимого (модернизируемого)
оборудования тип участия «генерирующее оборудование, готовое к участию в ОПРЧ» может
быть зарегистрирован только по результатам испытаний, проведенных участником
ОРЭ в соответствии с Техническими требованиями;
6
Регламент определения объемов фактически поставленной на оптовый рынок мощности
– «генерирующее оборудование, не имеющее технической возможности участия в ОПРЧ».
Отсутствие технической возможности может быть зарегистрировано СО для
генерирующего оборудования атомных станций с типами реакторов:

РБМК и БН, введенными в промышленную эксплуатацию до 2000 года;

ВВЭР, введенными в промышленную эксплуатацию до 2009 года, – до 01
января 2016г.
3.1.2.2. В соответствии с Техническими требованиями и Порядком установления соответствия СО
осуществляет регистрацию факта участия в ОПРЧ на основании:
– данных систем мониторинга при качественной оценке участия энергоблоков и
электростанций в ОПРЧ при резких отклонениях частоты на величину ±0,1 ÷
0,2 Гц от номинальной;
– анализа случаев значимого изменения частоты электрического тока
(превышающих ±0,2 Гц);
– результатов выборочных проверок готовности электростанций к участию в
ОПРЧ осуществляемых путем проведения испытаний, в т.ч. с привлечением
специализированных организаций.
3.1.2.3. СО формирует данные о фактическом участии в ОПРЧ:
– по результатам проведения испытаний или значимого изменения частоты
электрического тока СО в отношении генерирующего оборудования, имеющего
тип генерирующее оборудование, готовое к участию в ОПРЧ регистрирует признак
фактического участия генерирующего оборудования
в ОПРЧ. Если
зарегистрирован 1 и более фактов неучастия в ОПРЧ за месяц, значение
признака устанавливается равным нулю;
– для оборудования, имеющего тип генерирующее оборудование, готовое к участию в
ОПРЧ СО регистрирует суммарную установленную мощность оборудования,
для которого зарегистрирован признак участия в ОПРЧ равный нулю.
По окончании месяца СО формирует по каждой ГТП генерации Участника
ОРЭ следующие данные:
j
– суммарное значение мощности N ПГ ,m , имеющего тип генерирующее оборудование,
готовое к участию в ОПРЧ, в отношении которой зарегистрирован признак
готовности к участию в ОПРЧ равный нулю;
j
– суммарное значение мощности N НГ ,m , соответствующее оборудованию,
зарегистрированному с типом генерирующее оборудование, не готовое к участию в
ОПРЧ.
3.2.
Порядок предоставления диапазона регулирования реактивной мощности
3.2.1. Технические требования к генерирующему оборудованию участников ОРЭ,
в части предоставления реактивной мощности
7
Регламент определения объемов фактически поставленной на оптовый рынок мощности
3.2.1.1. Допустимый диапазон регулирования реактивной мощности генерирующего
оборудования каждого участника ОРЭ определяется в соответствии с Техническими
требованиями и Порядком установления соответствия, при этом допустимый диапазон
регулирования реактивной мощности генерирующего оборудования АЭС должен
определяться с учетом с действующей проектной документацией АЭС и
регламентов безопасной эксплуатации АЭС.
3.2.1.2. Допустимый диапазон регулирования реактивной мощности генерирующего
оборудования определяется на основании представленных в СО участником ОРЭ
актуальных по состоянию на 01.01.2006 паспортных данных, включая результаты
последних
тепловых
испытаний
и
данные
о
настройке
ограничителей
минимального возбуждения и автоматики разгрузки при перегрузке ротора током
возбуждения,
дополнительно
корректирующие
диапазон
регулирования
реактивной мощности. В случае полного/частичного непредставления указанной
информации, СО имеет право использовать имеющуюся в его распоряжении
информацию.
3.2.1.3. В случае заявленного участником ОРЭ сокращения диапазона регулирования
реактивной мощности после 01.01.2006, выявленного по результатам испытаний,
СО
регистрирует показатель снижения диапазона регулирования реактивной
j
мощности генерирующего оборудования s участника Rдиап
,m как отношение
актуальной величины регулировочного диапазона, к первоначальной величине,
актуальной на 01.01.2006.
s
Rдиап
,m 
s
Qдиап
,акт
s
Qдиап
,нач
(1.1)
s
где Qдиап
, акт − актуальное значение средневзвешенного за расчетный период
диапазона регулирования реактивной мощности s-го оборудования ГТП;
s
Qдиап
, нач − значение диапазона регулирования s-го оборудования ГТП на 01.01.2006
или установленное после изменения установленной мощности.
Показатель снижения диапазона регулирования реактивной мощности по
соответствующей ГТП при этом рассчитывается как:
Q

Q
s
диап, акт
j
Rдиап
,m
s
s
диап, нач
(1.2)
s
3.2.2. Порядок установления соответствия техническим требованиям, в части
предоставления реактивной мощности
3.2.2.1. СО в соответствии с Техническими требованиями и Порядком установления соответствия:

формирует данные об отданных командах на изменение режима работы
генерирующего оборудования участников ОРЭ по реактивной мощности и
8
Регламент определения объемов фактически поставленной на оптовый рынок мощности
фактах их неисполнения по каждой ГТП генерации, регистрируемых по
имеющимся в распоряжении СО данным (телеметрическая информация и др.);

на основании данных об исполнении участником ОРЭ команд на изменение
режима работа по реактивной мощности в соответствии с Техническими
требованиями и Порядком установления соответствия СО определяет показатель
фактического предоставления диапазона регулирования реактивной мощности
по каждой ГТП участника ОРЭ в расчетном месяце – m ( RQj ,m ) как отношение
исполненных команд на изменение реактивной мощности к их общему числу за
месяц.
j
Q ,m
R

N Qj ,m  nQj ,m
(2)
N Qj ,m
N Qj ,m - количество команд на предоставление диапазона реактивной мощности,
отданных СО по j-ой ГТП поставщика за месяц;
nQj ,m
- количество неисполненных команд на предоставление диапазона
реактивной мощности по j-ой ГТП поставщика за месяц;

на
основании
данных
об
изменении
допустимого
диапазона
работы
генерирующего оборудования по реактивной мощности определяет показатель
снижения диапазона регулирования реактивной мощности в расчетном месяце m
j
по каждой ГТП генерации ( Rдиап
,m ) (для ГТП участника ОРЭ, в отношении
которой отсутствуют требования СО в части предоставления реактивной
j
мощности, Rдиап
,m принимается равным 1);

в случае если в отношении ГТП участника ОРЭ отсутствуют требования в части
предоставления реактивной мощности или если участник ОРЭ снизил
допустимый диапазон регулирования реактивной мощности в ГТП до нуля, то
число отданных команд на изменение режима работы генерирующего
оборудования по реактивной мощности в данной ГТП участника, а также число
исполненных им команд принимается равным нулю. Значение показателя
фактического предоставления диапазона регулирования реактивной мощности
RQj ,m принимается равным 1.
3.2.3. Требования по передаче данных по предоставлению участником ОРЭ
диапазона регулирования реактивной мощности
3.2.3.1. Участники ОРЭ в течение 3 (трех) рабочих дней после изменения информации о
допустимом диапазоне работы генерирующего оборудования участника ОРЭ по
реактивной мощности передают СО измененные данные по генерирующему
оборудованию участника ОРЭ о допустимом диапазоне работы генерирующего
оборудования по реактивной мощности с приложением обосновывающих
9
Регламент определения объемов фактически поставленной на оптовый рынок мощности
материалов, в том числе при изменения паспортных данных при перемаркировке
оборудования.
3.3.
Порядок участия ГЭС во вторичном регулировании частоты электрического тока и
перетоков активной электрической мощности
3.3.1. Технические требования к генерирующему оборудованию участников ОРЭ, в
части вторичного регулирования частоты электрического тока и перетоков
активной электрической мощности для ГЭС (ГАЭС)
В соответствии с Правилами оптового рынка участники ОРЭ, имеющие в собственности
гидрогенерирующее оборудование по каждой ГТП генерации ГЭС (ГАЭС) обязаны предоставить
указанное оборудование для участия во вторичном регулировании частоты электрического тока и
перетоков активной электрической мощности (далее – вторичное регулирование), а ГЭС с
установленной мощностью выше 100 МВт кроме того, должны иметь возможность участвовать в
автоматическом вторичном регулировании. Требование участия в автоматическом вторичном
регулировании частоты электрического тока и перетоков активной электрической мощности не
распространяется на контррегулирующие ГЭС, к которым относятся гидроэлектростанции
установленной мощностью более 200 МВт, имеющие водохранилище с полезным объемом
краткосрочного регулирования, необходимым для перераспределения переменных расходов воды
вышележащей гидроэлектростанции в равномерный расход воды в свой нижний бьеф в целях
обеспечения
участия
вышележащей
регулирующей
высоконапорной
гидроэлектростанции
установленной мощностью 1000 МВт и более в покрытии суточной и (или) недельной
неравномерности
графика
нагрузки,
с
учетом
выполнения
требований
неэнергетических
водопользователей и условий неподтопления населенных пунктов.
3.3.1.2. Технические требования по участию во вторичном
электрического
тока
и
перетоков
активной
регулировании частоты
электрической
мощности
гидрогенерирующего оборудования определяются Техническими требованиями и
Порядком установления соответствия, содержащими в т.ч.:
- требования к техническим условиям обеспечения мониторинга участия
электростанций в оперативном и автоматическом вторичном регулировании (в
том числе обязательные технические требования к устройствам регистрации и
передачи данных на объектах генерации и сетевом оборудовании), критерии
оценки качества участия электростанций во вторичном регулировании и
порядок регистрации фактов неучастия;
- указание на то, что в случае введения ограничений в пределах своей
компетенции
самоуправления
органами
и
исполнительной
иными
органами,
власти,
органами
местного
уполномоченными
водным
законодательством, а также иным законодательством Российской Федерации
регулировать режимы использования водных объектов, участие ГЭС во
вторичном регулировании регистрируется с учетом введенных ограничений;
10
Регламент определения объемов фактически поставленной на оптовый рынок мощности
- указание на то, что контроль участия в автоматическом вторичном
регулировании частоты гидрогенерирующего оборудования не производится в
согласованный с СО период проведения ремонтно-наладочных работ
устройств автоматического вторичного регулирования. При этом в указанный
период
осуществляется
контроль
неавтоматического
(оперативного)
вторичного регулирования.
- указание на то, что неучастие в автоматическом вторичном регулировании
частоты и перетоков активной мощности ГЭС с установленной мощностью
более 100 МВт не регистрируется до 31.12.2012 – в случае необходимости
проведения технических мероприятий по приведению оборудования ГЭС в
соответствие
с
установленными
требованиями
по
обеспечению
согласованной работы систем автоматического регулирования частоты и
перетоков мощности ЕЭС России и автоматики управления мощностью ГЭС:
1) в отношении ГЭС, по которым до 01.12.2010 в установленном порядке была
подтверждена возможность участия их генерирующего оборудования в
автоматическом вторичном регулировании частоты и перетоков активной
мощности , при условии:
- согласования с СО в срок до 01.03.2011 плана-графика выполнения
вышеуказанных технических мероприятий, предусматривающего их
окончание в определенный по согласованию с СО срок, и выполнения
указанного плана-графика;
- обеспечения возможности участия ГЭС в автоматическом вторичном
регулировании
частоты
и
перетоков
активной
мощности
до
выполнения мероприятий указанного плана-графика с применением
согласованных с СО действий оперативного персонала, направленных
на
исключение
недопустимых
отклонений
технологических
параметров состояния гидроагрегатов ГЭС.
2) в отношении иных ГЭС – при условии согласования с СО в срок до
01.03.2011
плана-графика
выполнения
вышеуказанных
технических
мероприятий, предусматривающего их окончание в определенный по
согласованию с СО срок, и выполнения указанного плана-графика.
начиная с 01.01.2013 – в отношении доли генерирующего оборудования ГЭС,
по которому в установленном порядке подтверждена возможность его участия
в автоматическом вторичном регулировании частоты и перетоков активной
мощности и выполнены вышеуказанные технические мероприятия.
3.3.2. Порядок установления соответствия техническим требованиям в части
вторичного регулирования частоты электрического тока и перетоков
активной электрической мощности для ГЭС (ГАЭС)
11
Регламент определения объемов фактически поставленной на оптовый рынок мощности
3.3.2.1. Для каждой ГТП генерации ГЭС (ГАЭС) в соответствии Регламентом
актуализации расчетной модели (Приложение №3 к Договору о присоединении к торговой
системе оптового рынка) определяется
регулировочный диапазон, в пределах
которого возможно изменение нагрузки ГЭС (ГАЭС) по командам из
диспетчерского центра СО, в том числе при работе ГАЭС в насосном режиме, с
учетом количества готовых к пуску/останову гидроагрегатов, складывающейся
гидрологической
обстановки,
обеспечения
требуемой
выработки
электроэнергии, требуемого уровня водохранилищ и т.д.
Регистрация участия во вторичном регулировании (в т.ч. автоматическом для
ГЭС) осуществляется СО на основании выполнения команд.
3.3.2.2. Не позднее чем за 6 часов до часа N фактической поставки участник ОРЭ имеет
право заявить СО о кратковременной неготовности ГЭС, ГАЭС к участию во
вторичном регулировании начиная с часа N с указанием продолжительности и
причины неучастия (ремонт, замена оборудования, ограничения по режиму
водопользования и т.д.). В случае, если указанная заявка согласована СО, в
течение
соответствующего
периода
контроль
участия
во
вторичном
регулировании не производиться. В остальное время СО контролирует участие
на основании:

данных телеметрии о фактическом выполнении оперативных и
автоматических
электростанций
команд
на
вторичного
внеплановое
изменение
регулирования,
нагрузки
включая
время
набора/сброса и фактический диапазон изменения нагрузки, а при
отсутствии данных телеметрии – данных, имеющихся в распоряжении
СО;

регистрации фактов неработоспособности систем автоматического
вторичного регулирования на ГЭС, задействованных по требованию СО
в автоматическом вторичном регулировании;

регистрации фактов и продолжительности выходов на ограничения по
мощности в пределах заявленного регулировочного диапазона при
автоматическом вторичном регулировании;

регистрации фактов нарушения работоспособности технологических
систем
обмена
информацией
с
автоматизированной
системой
Системного оператора, каналообразующей аппаратуры систем АРЧМ.
Для
оценки
качества
вторичного
регулирования
СО
контролирует
своевременность исполнения:

команд системы автоматического регулирования частоты (АРЧМ);

диспетчерских команд по управлению нагрузкой электростанций
вторичного регулирования.
12
Регламент определения объемов фактически поставленной на оптовый рынок мощности
Оценка
своевременности
автоматического
и
полноты
регулирования
исполнения
производится
с
команд
системы
использованием
централизованных систем АРЧМ, в т.ч путем сопоставления направления и
скорости регулирования мощности ГЭС со знаком и значением команд
телеуправления на внеплановое изменение мощности ГЭС.
Оценка своевременности и полноты исполнения
диспетчерских команд
производится СО на основе мониторинга режима, с использованием данных
оперативно-информационных комплексов (ОИК) СО.
По данным участия участника ОРЭ во вторичном регулировании СО в
соответствии с Техническими требованиями и Порядком установления соответствия
определяет:
- показатель фактического участия каждой ГТП ГЭС, ГАЭС в неавтоматическом
j
вторичном регулировании в расчетном месяце – m ( RВР
,m ) как отношение
исполненных команд к их общему числу за месяц:
j
RВР
,m 
j
j
N ВР
,m  nВР,m
j
N ВР
,m
(3)
j
N ВР
, m - количество команд вторичного регулирования, отданных СО по j-ой
ГТП поставщика за месяц;
j
nВР
, m - количество неисполненных команд вторичного регулирования по j-ой
ГТП ГЭС за месяц;
- показатель фактического участия каждой ГТП ГЭС в автоматическом вторичном
j
регулировании в расчетном месяце – m ( RАВР
,m ) как отношение периодов
удовлетворительного участия в автоматическом вторичном регулировании к
заданному периоду участия:
R
j
АВР,m

j
j
TАВР
,m  t АВР,m
j
TАВР
,m
(4)
j
TАВР
, m - заданный СО период времени участия в автоматическом вторичном
регулировании j-ой ГТП ГЭС за месяц;
j
t АВР
,m - период неудовлетворительного участия в автоматическом вторичном
регулировании j-ой ГТП ГЭС за месяц.
При этом если система автоматического регулирования объединяет оборудование
нескольких ГТП одной ГЭС, то рассчитанный для ГЭС в целом показатель
фактического участия регистрируется для всех вышеуказанных ГТП.
13
Регламент определения объемов фактически поставленной на оптовый рынок мощности
В случае, если в расчетном периоде (месяце) ГЭС к участию автоматическом
вторичном регулировании не привлекалась, значение показателя
j
RАВР
,m
устанавливается равным 1.
В случае, если в расчетном периоде (месяце) ГЭС, ГАЭС к участию в
неавтоматическом
показателя
В
j
RВР
,m
периоды
позволяющих
вторичном
регулирования
не
привлекалась,
значение
устанавливается равным 1.
введенных
ограничений
использовать
по
оборудование
режиму
водопользования,
во вторичном
не
регулировании,
контроль участия во вторичном регулировании не осуществляется.
Для иных типов электростанций (не являющихся ГЭС, ГАЭС) коэффициенты (
j
j
RВР
,m и R АВР,m ) принимаются равными 1.
3.4.
Порядок определения способности к выработке электроэнергии
3.4.1.
В соответствии с Техническими требованиями и Порядком установления соответствия СО
регистрирует способность генерирующего оборудования к выработке электроэнергии по
фактическому состоянию на конец каждого часа.
Снижение от минимальной из величин предельного объема поставки мощности и
установленной мощности, зарегистрированных СО в соответствии с Регламентом аттестации
генерирующего оборудования (Приложение № 19.2 к Договору о присоединении к торговой системе
оптового рынка), учитываемое при определении показателей способности к выработке
электроэнергии,
регистрируется
в
отношении
каждой
единицы
генерирующего
оборудования, а для оборудования, определяющего снижение минимальной из величин
предельного объема поставки мощности и установленной мощности группы единиц
генерирующего оборудования – снижения регистрируются в целом по ГТП.
Увеличение значения минимальной мощности генерирующего оборудования, учитываемое
при определении показателей способности к выработке электроэнергии, регистрируется в
отношении каждой включенной единицы генерирующего оборудования, отнесенной к
блочным ГЕМ.
Несоблюдение нормативного времени включения в сеть генерирующего оборудования
регистрируется в отношении каждой единицы генерирующего оборудования.
Снижение скорости изменения нагрузки генерирующего оборудования при неоднократном
участии в покрытии суточной неравномерности графика потребления мощности
регистрируется в отношении каждой единицы генерирующего оборудования, отнесенной к
блочным ГЕМ.
Отчетные данные по готовности генерирующего оборудования к выработке электроэнергии
формируются по ГТП, в том числе, в отношении параметров, регистрируемых по единицам
генерирующего оборудования как сумма соответствующих параметров.
14
Регламент определения объемов фактически поставленной на оптовый рынок мощности
3.4.2.
СО в соответствии с Техническими требованиями на основании заявленных участниками
ОРЭ ограничений установленной мощности по каждой ГТП j и в целом по электростанции
j
s на каждый час суток по окончании месяца определяет N огр
,h (СО) – величину
s
зарегистрированных ограничений мощности по каждой ГТП j и N огр
, h (СО) - суммарную
величину зарегистрированных ограничений мощности в целом по электростанции s.
3.4.2.1. До начала расчетного периода участник ОРЭ в порядке, определенном СО, заявляет
значения ограничений установленной мощности по всем единицам генерирующего
оборудования, ГТП генерации j и электростанции s в целом, актуальные для каждого часа h
j
s
суток k месяца m N огр,
h ( N огр,h ) и соответствующую среднемесячную величину ограничений
j
s
Nогр,
m ( Nогр,m ) с учетом допустимого превышения над установленной (номинальной)
мощностью.
В отношении генерирующего оборудования ГЭС и электростанций, в отношении которых в
реестре субъектов оптового рынка, допущенных к торговой системе оптового рынка,
предоставленном КО в СО до начала расчетного месяца, установлен признак использования
при производстве электроэнергии в качестве основного энергоносителя доменный,
коксовой, конвертерный газ, масляные смеси, каменноугольную смолу, отходящее тепло
технологических агрегатов и иные отходы промышленного производства (электростанции,
использующие отходы промышленного производства) участником ОРЭ могут быть
заявлены посуточные значения ограничений не позднее 16 часов 30 минут московского
времени суток Х-2 (для второй неценовой зоны – до 10 часов хабаровского времени суток Хj
1) ( N огр
,h ).
j
При этом показатель N огр
, h может являться отрицательной величиной – фиксируется
допустимое превышение над установленной (номинальной) мощностью.
На основании заявленных участниками ОРЭ ограничений СО в отношении каждого часа
суток определяет величины располагаемой мощности ГТП генерации j и электростанции s в
j
s
целом, актуальные для каждого часа h суток k месяца m N расп
, h и N расп, h :
j
j
j
N расп
, h  N уст  N огр, h
(5)
s
j
N расп,
h   N расп, h
(5.1)
j
j
где N уст
― величина установленной мощности ГТП, зарегистрированная в Реестре
предельных объемов мощности в соответствии с Регламентом аттестации генерирующего
оборудования (Приложение № 19.2 к Договору о присоединении к торговой системе оптового
рынка).
15
Регламент определения объемов фактически поставленной на оптовый рынок мощности
3.4.2.2. По окончании расчетного месяца СО в отношении ГТП генерации, расположенных
j
в ценовых зонах оптового рынка, осуществляет регистрацию ограничений Nогр,
m (СО) и
s
N огр,
m (СО) в следующем порядке:
а) В отношении генерирующего оборудования электростанции, не относящейся к ГЭС или
электростанции, использующей отходы промышленного производства, установленная
мощность и состав оборудования которой не менялись относительно соответствующего
месяца предшествующего года:
– в случае если среднемесячная величина заявленных ограничений по электростанции s в
s
месяце m ( N огр,
m 
N
js
j
огр,m
) больше или равна значению, ранее зарегистрированному
СО в отношении соответствующего месяца предшествующего года (для 2011 года –
s
значению ограничений, согласованных до начала года) ( N огр_баз,
m ) СО в отношении
каждой ГТП j электростанции s в месяце m регистрирует величину заявленных
участником ограничений:
j
j
Nогр,
m (СО)  Nогр,m
(6.1)
– для электростанций s, в состав которых входят:
• только неблочные ГЕМ;
•
блочные
ГЕМ,
при
наличии
зарегистрированных
в
установленном
порядке
общегрупповых ограничений установленной мощности, распространяющих свое
действие на генерирующее оборудование указанных ГЕМ,
в случае если среднемесячная величина заявленных ограничений по электростанции s в
s
месяце m ( N огр,
m 
N
js
j
огр,m
) меньше значения, зарегистрированного СО в отношении
соответствующего месяца предшествующего года (для 2011 года – значению ограничений,
s
согласованных до начала года) ( N огр_баз,
m ), в том числе при наличии заявленного
участником превышения над установленной (номинальной) мощностью по ГТП в случаях,
указанных в п. 3.4.2.1 настоящего Регламента, СО в отношении каждой ГТП j
электростанции s в месяце m регистрирует величину заявленных участником ограничений
при условии подтверждения по данным АИИС КУ факта выработки электроэнергии
электростанцией (далее ― электростанция s), с мощностью не менее величины
установленной мощности электростанции s за вычетом величины заявленных суммарных
ограничений по электростанции s не менее 24 часов в течение месяца m или не менее 8
последовательных часов при проведении испытаний в данном месяце m.
j
j
Nогр,
m (СО)  Nогр,m (6.2) в отношении каждой ГТП j электростанции s,
если
16
Регламент определения объемов фактически поставленной на оптовый рынок мощности
факт, s
s
Nогр,
m  Nогр,m
j
j
иначе в отношении каждой ГТП j электростанции s N огр,
m (СО)  N огр_баз,m (6.3.1)
где
N
факт, s
огр,m
N
s
уст

 max{
s
Nфакт
,h
hH исп
H исп
s
Nфакт
,h

;
(6.3.2)
}
H max
hH max
s
s
H max ― число часов в месяце m, в течение которых N s факт ,h  N уст
 N огр,
m
(суммарно не менее 24 часов);
H исп ― интервал времени продолжительностью не менее 8 часов подряд в период
проведения испытаний генерирующего оборудования электростанции s, проводимых
в
соответствии
с
Порядком
установления
соответствия,
в
течение
s
s
N s факт ,h  N уст
 N огр,
m .
(6.3.3)
j
N s факт , h   N факт,
h
(6.3.4)
которых
j
N j факт , h ― мощность, соответствующая фактическому производству электроэнергии
ГТП j электростанции s участника ОРЭ, отнесенная к часу фактической поставки;
факт, j
j
j
Nогр,
m  N уст  Nфакт, m
N
j
факт , m

j
Nфакт
,h

hH исп
N
j
факт , m


H исп
(6.3.5)
, если

s
N факт
,h
H исп
hH исп


s
N факт
,h
hH max
j
Nфакт
,h
hH max
, иначе
H max
(6.3.6)
H max
– для электростанций s, в состав которых входят блочные ГЕМ, в случае отсутствия
зарегистрированных
в
установленном
порядке
общегрупповых
ограничений
установленной мощности, распространяющих свое действие на генерирующее
оборудование
указанных
ГЕМ,
если
среднемесячная
величина
заявленных
ограничений по ГТП j, в состав которой входят только блочные ГЕМ, электростанции
j
s в месяце m ( Nогр,
m ) меньше значения, зарегистрированного СО в отношении
соответствующего месяца предшествующего года (для 2011 года – значению
j
ограничений, согласованных до начала года) ( N огр_баз,
m ), в том числе при наличии
заявленного участником превышения над установленной (номинальной) мощностью
по ГТП в случаях, указанных в п. 3.4.2.1 настоящего Регламента, СО в отношении ГТП
j, в состав которой входят только блочные ГЕМ, электростанции s в месяце m
регистрирует
подтверждения
величину
по
заявленных
данным
АИИС
участником
КУ
факта
ограничений
выработки
при
условии
электроэнергии
оборудованием ГТП j электростанции s, с мощностью не менее величины
17
Регламент определения объемов фактически поставленной на оптовый рынок мощности
установленной мощности ГТП j электростанции s за вычетом величины заявленных
суммарных ограничений по ГТП j электростанции s не менее 24 часов в течение
месяца m или не менее 8 последовательных часов при проведении испытаний в
данном месяце m.
j
j
Nогр,
m (СО)  N огр,m (6.4) в отношении ГТП j электростанции s,
если
факт, j
j
Nогр,
m  N огр,m
иначе в отношении ГТП j электростанции s
где N
факт, j
огр,m
N
j
уст
 max{

hH исп
j
N факт
,h
H исп
;

hH max
j
j
N огр,
m (СО)  N огр_баз,m
j
N факт
,h
H max
}
(6.5.1)
(6.5.2)
H max ― число часов в месяце m, в течение которых j
j
j
N факт ,h  N уст
 N огр,
m
(суммарно не менее 24 часов);
H исп ― интервал времени продолжительностью не менее 8 часов подряд в период
проведения испытаний генерирующего оборудования ГТП j электростанции s,
проводимых в соответствии с Порядком установления соответствия, в течение которых
j
j
N j факт ,h  N уст
 N огр,
m.
(6.5.3)
N j факт , h ― мощность, соответствующая фактическому производству электроэнергии
ГТП j электростанции s участника ОРЭ, отнесенная к часу фактической поставки.
– для электростанций s, в состав которых входят блочные и неблочные ГЕМ, в случае
отсутствия зарегистрированных в установленном порядке общегрупповых ограничений
установленной
мощности, распространяющих свое действие на генерирующее
оборудование указанных ГЕМ, если среднемесячная суммарная величина заявленных
ограничений по всем ГТП j, в состав которых входят неблочные ГЕМ, в месяце m (
неблоч,s
N огр,

m
N
js , NU
j
огр,m
) (где NU – множество ГТП j, в состав которых входят неблочные
ГЕМ) меньше значения, зарегистрированного СО в отношении соответствующего
месяца предшествующего года (для 2011 года – значению ограничений, согласованных до
неблоч, s
начала года) ( N огр_баз,
m ), в том числе при наличии заявленного участником превышения
над установленной (номинальной) мощностью по ГТП в случаях, указанных в п. 3.4.2.1
настоящего Регламента, СО в отношении каждой ГТП j, в состав которой входят
неблочные ГЕМ, электростанции s в месяце m регистрирует величину заявленных
участником ограничений при условии подтверждения по данным АИИС КУ факта
выработки электроэнергии всеми ГТП j  NU , с мощностью не менее суммарной
величины установленной мощности всех ГТП j  NU за вычетом величины заявленных
18
Регламент определения объемов фактически поставленной на оптовый рынок мощности
суммарных ограничений по ГТП j  NU не менее 24 часов в течение месяца m или не
менее 8 последовательных часов при проведении испытаний в данном месяце m.
j
j
Nогр,
m (СО)  Nогр,m (6.6) в отношении каждой ГТП j, в состав которой входят
неблочные ГЕМ, электростанции s,
если
N
js , NU
N

факт, j
огр,m
js , NU
j
огр,m
иначе в отношении каждой ГТП j, в состав которой входят неблочные ГЕМ,
j
j
электростанции s N огр,
m (СО)  N огр_баз,m (6.7.1)
где
N
js , NU
факт, j
огр,m
N

js , NU
j
уст

 max{
N
js , NU
j
факт , h
H исп
hH исп
;

hH max
N
js , NU
j
факт , h
H max
}
(6.7.2)
H max ― число часов в месяце m, в течение которых
N
j

факт , h
js , NU
N
js , NU
j
уст

N
js , NU
j
огр,m
(суммарно не менее 24 часов);
H исп ―
интервал времени продолжительностью не менее 8 часов подряд в период
проведения испытаний генерирующего оборудования электростанции s, проводимых в
соответствии
N
j
факт , h

js , NU
с
Порядком
N
j
уст
js , NU

установления
N
js , NU
j
огр,m
соответствия,
в
течение
.
которых
(6.7.3)
N j факт , h ― мощность, соответствующая фактическому производству электроэнергии ГТП j
электростанции s участника ОРЭ, отнесенная к часу фактической поставки;
факт, j
j
j
Nогр,
m  N уст  Nфакт, m
N jфакт , m 

hH исп
N
j
факт , m


hH max
N
j
факт , h
H исп
j
Nфакт
,h
H max
(6.7.4)
, если

hH исп
N
js , NU
j
факт , h
H исп


hH max
N
js , NU
j
факт , h
H max
, иначе
(6.7.5)
Если в одном из месяцев сезонного периода в отношении генерирующего оборудования
электростанции, были проведены испытания в соответствии с Регламентом аттестации генерирующего
оборудования (Приложение № 19.2 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка),
Техническими требованиями и Порядком установления соответствия, по результатам которых
j
подтверждены заявленные до начала месяца ограничения в месяце m в качестве значений N огр_баз,m
,
19
Регламент определения объемов фактически поставленной на оптовый рынок мощности
s
N огр_баз,
m принимаются величины ограничений, зарегистрированные при проведении таких
испытаний для всех месяцев сезонного периода, начиная с месяца, в котором проведены испытания
(для прошедших месяцев сезонного периода «базовые» ограничения изменяются только со
следующего года).
При этом календарный год состоит из следующих сезонных периодов:
1. зимнего, включающего в себя: для первой ценовой зоны месяцы с января по март и с ноября
по декабрь, для второй ценовой зоны месяцы с января по апрель и с октября по декабрь;
2. межсезонного, включающего в себя: для первой ценовой зоны – апрель, октябрь, для второй
ценовой зоны – май, сентябрь;
3. летнего, включающего в себя: для первой ценовой зоны – с мая по сентябрь, для второй
ценовой зоны – с июня по август.
б) В случае изменения установленной мощности и (или) состава оборудования
электростанции, не относящейся к ГЭС или электростанции, использующей отходы
промышленного производства, относительно соответствующего месяца предшествующего
j
года, СО регистрирует изменение величины ограничений Nогр,
m (СО) по результатам
тестирования соответствующего оборудования, проводимого в соответствии с Регламентом
аттестации генерирующего оборудования (Приложение № 19.2 к Договору о присоединении к торговой
системе оптового рынка), Техническими требованиям и Порядком установления соответствия. При
непроведении тестирования в месяце m СО регистрирует величины ограничений
j
Nогр,
m (СО) в порядке, установленном в подпункте «а» п. 3.4.2.2 настоящего Регламента, при
s
этом в качестве значения N огр_баз,
m , принимаются:
– в случае увеличения установленной мощности электростанции:

если в одном из месяцев сезонного периода были проведены испытания
генерирующего оборудования электростанции s (включая испытания вновь введенного
(модернизированного) оборудования для целей его аттестации) в соответствии с
Регламентом аттестации генерирующего оборудования (Приложение № 19.2 к Договору о
присоединении к торговой системе оптового рынка), Техническими требованиями и Порядком
установления соответствия, – значения ограничений, заявленные до начала месяца и
подтвержденные по результатам такого тестирования для всех месяцев сезонного
периода, начиная с месяца, в котором проведены испытания (в случае проведения
испытаний для целей аттестации вводимого (модернизируемого) генерирующего
оборудования значения ограничений, зарегистрированные по результатам тестирования,
учитываются, начиная с месяца аттестации). Для прошедших месяцев сезонного периода
«базовые» ограничения изменяются только со следующего года).

если ни в одном из прошедших месяцев сезонного периода не были проведены
испытания или значения ограничений заявленные до начала месяца не подтверждены по
результатам тестирования – значения ограничений, зарегистрированные СО в
отношении данной электростанции s в соответствующем месяце предшествующего года
(для 2011 года – согласованные до начала года), увеличенные
 для блочных ГЕМ – на величину ограничений, зарегистрированных в
отношении вводимого (модернизируемого) оборудования при проведении
тестирования для целей его аттестации;
 для неблочных ГЕМ – на величину установленной мощности вводимого
оборудования (прироста установленной мощности модернизируемого
оборудования);
–
в случае снижения установленной мощности электростанции – значения
ограничений, зарегистрированные СО в отношении данной электростанции s в
20
Регламент определения объемов фактически поставленной на оптовый рынок мощности
соответствующем месяце предшествующего года (для 2011 года – согласованных до
начала года), уменьшенные на величину ограничений, приходящихся на выводимое из
эксплуатации генерирующее оборудование.
в) В отношении j-й ГТП электростанции s, использующей отходы промышленного
производства, СО регистрирует среднемесячную величину ограничений установленной
j
мощности Nогр,
m (СО) , рассчитанную по окончании месяца m как разница между
минимальным значением из предельного объема поставки и установленной мощности
мощностью, соответствующей почасовому значению выработки, рассчитанному как среднее
значение 8 (восьми) максимальных почасовых значений выработки электроэнергии в каждых
сутках данного месяца.
N
j
огр,m
(СО)  min{ N
j
ПО,m
;N
j
уст,m
} 

j
N факт
,h
km hhmax
hmax  k
,
(6.8)
где k ― количество суток в месяце m;
hmax ― период, соответствующий 8 часам в сутках k, в течение которых
зарегистрированы максимальные почасовые значения выработки электроэнергии
по ГТП j.
г) Для ГЭС в отношении каждой ГТП j и электростанции s в целом СО регистрирует
среднемесячные
величины
ограничений
установленной
мощности
j
Nогр,
m (СО) и
s
N огр
, m (СО) , рассчитанные в следующем порядке:
j
N огр
,m (СО) 
max{ 0;  (min{N
j
ПО,m
ГЭС,р ег
j
j
; N уст,
m }  N max, k )}
k
k
(6.9)
s
j
N огр,
m (СО)   N огр,m (СО)
j
где k ― количество суток в соответствующем расчетном месяце m;
ГЭ С ,р ег
j
N max,
― регулировочная мощность ГЭС, определяемая как максимальная величина
k
нагрузки, которая может быть многократно (не менее 2 раз) набрана в течение суток из
остановленного состояния в течение 20 минут и поддерживаться в течение не менее 40
последующих минут, не превышающая среднесуточную располагаемую мощности ГЭС (
j
j
N расп
, k ), определенную как разность между установленной мощностью ГТП j ГЭС ( N уст
) и величиной собственных ограничений мощности ГТП j электростанции, а также
режимных ограничений на выдачу мощности в сеть (за исключением ремонтных схем)
N kj
ГЭС, сет .
) в соответствующий час суток.
21
Регламент определения объемов фактически поставленной на оптовый рынок мощности
ГЭС,рег
j
j
j
N max,
k  min{ N расп,k ; N k
ГЭС , сет .
ГЭС
;20  vнагр
}
(6.11)
ГЭС
где vнагр
― скорость набора нагрузки ГЭС.
ГЭС
v нагр

ГЭС
tнагр
j
N уст
(6.12)
ГЭС
t нагр
― суммарное время набора нагрузки из остановленного состояния до максимальной
нагрузки всех гидрогенераторов ГЭС, определяемое при оценке участия ГЭС во
вторичном регулирования частоты электрического тока и перетоков активной
электрической мощности в соответствии с п. 3.3.2.2 настоящего Регламента.
Указанная величина определяется без учета суточных ограничений по режимам
водопользования.
ГЭС,пик
j
N max,
k ― пиковая мощность ГЭС.
Пиковая мощность ГЭС определяется по формуле (6.13) за исключением ГЭС,
работающих по водотоку.
ГЭС,пик
ГЭС,рег
ГЭС,8
j
j
j
N max,
k  max{ 0; N max, k  N max, k }
(6.13)
Величина пиковой мощности ГЭС, работающих по водотоку, принимается равной нулю.
Под ГЭС, работающей по водотоку, понимается гидроэлектростанция, у которой в
соответствии с проектной документацией отсутствует регулирующее водохранилище (в
т.ч. бассейн суточного регулирования), а также ГЭС, регулировочные возможности
водохранилища которых фактически не могут быть использованы из-за сложившейся
водохозяйственной обстановки или исходя из технического состояния гидротехнических
сооружений.
ГЭ С,8
j
N max,
k ― величина максимальной мощности ГТП j ГЭС, с которой генерирующее
оборудование данной ГТП j может проработать не менее 8 часов в сутки X, заявленная
участником в уведомлениях о составе и параметрах генерирующего оборудования,
поданных в СО не позднее 16 часов 30 минут московского времени суток Х-2.
ГЭ С,8
j
N max,
k
должна быть заявлена участником ОРЭ исходя из обеспечения работы ГЭС в
течение суток с максимально возможной нагрузкой в течение 8 часов подряд и
минимально допустимой нагрузкой в течение оставшихся 16 часов при условии
соблюдения ограничений по режимам водопользования и ограничений по выдаче
мощности в сеть.
22
Регламент определения объемов фактически поставленной на оптовый рынок мощности
Плановая располагаемая мощность ГЭС должна быть определена в соответствии с
энергетическими
характеристиками
гидроагрегатов,
при
отсутствии
энергетических
характеристик по формуле:
j
j
N расч,
k   N max, k 
ГЭС,8
агр,8
9,81
max
  агр  Qагр
 H агр
1000
(6.14)
Qмакс.доп.   Qmax
агр
При этом ГЭС
,
(6.15)
где  агр – коэффициент полезного действия гидроагрегатов ГЭС, равный 80 %;
макс.доп.
QГЭС
– максимально возможный расход через гидроагрегаты ГЭС, определяемый по
следующей формуле:
макс.доп.
ГЭС
Q
где
ср.сут.
мин.доп.
(QГЭС
 24  QГЭС
16)

8
(6.16)
ср.сут.
QГЭС
– плановый среднесуточный в сутки X расход воды через гидроагрегаты ГЭС,
определяющий интегральные ограничения по суточной выработке ГЭС с учетом заданий
по режиму работы гидроузла, установленных в пределах своей компетенции
федеральными органами исполнительной власти Российской Федерации или органами
исполнительной власти субъекта Российской Федерации, уполномоченными водным или
иным законодательством Российской Федерации регулировать водные режимы
соответствующих водных объектов, а также иностранными государствами в пределах
компетенции, установленной заключенными межправительственными соглашениями
(далее - регулятор водных режимов);
мин..доп.
QГЭС
― плановый в сутки X минимально допустимый расход воды в нижний бьеф,
определяемый как максимальная величина из:
– минимально допустимого расхода в нижний бьеф ГЭС в соответствующий период
года (в соответствующих условиях) согласно Правилам использования водных
ресурсов водохранилища;
– минимально допустимого расхода в нижний бьеф ГЭС, планируемого в
соответствующие сутки Х и установленного регулятором водных режимов;
– минимально допустимого расхода в нижний бьеф ГЭС в сутки Х, заявленного
участником ОРЭ.
Для ГЭС, работающих по водотоку,
Для
ГЭС,
работающих
по
макс.доп.
мин.доп.
ср.сут.
QГЭС
 QГЭС
 QГЭС
водотоку,
ср.сут.
Q ГЭС
определяется
(6.17)
как
фактический
среднесуточный расход ГЭС за прошедшие сутки (сутки Х-3).
Для ГЭС, в отношении которых отсутствуют интегральные ограничения по расходу в
нижний бьеф, величина
max
Qагр
при соответствующем напоре
соответствует максимально возможному турбинному расходу
H агр
.
23
Регламент определения объемов фактически поставленной на оптовый рынок мощности
По
результатам
определения
расчетной
величины
макс.доп.
QГЭС
определяется
соответствующая величина нагрузки ГЭС по каждому гидроагрегату и в целом по ГТП j в
ГЭ С, 8
j
сутки X N расч
,k .
ГЭ С,8
ГЭ С, 8
j
j
N max,
k определяется как минимальная из расчетной величины N расч, k и максимальной
нагрузки соответствующей ГТП j, зависящей от максимальной нагрузки ГЭС в целом,
определяемой наличием ограничений на выдачу мощности в сеть для данной
электростанции
N kj
ГЭС,сет .
(без учета влияния нагрузки других электростанций в
соответствующем энергорайоне).
ГЭС,8
ГЭС,8
j
j
j
N max,
k  min {N расч,k ; N расп, k }
(6.18)
Если ГЭС не предоставлена в СО информация по фактическому среднесуточному
jГЭ С,8
jГЭС,пик
напору, то N max, k и N max, k всех ГТП ГЭС считается равной нулю. При невозможности
определения максимально возможного расхода воды через гидроагрегаты ГЭС, влияющего
jГЭ С,8
jГЭС,пик
на расчет указанной мощности, N max, k и N max, k считается равной нулю.
3.4.2.3.
По итогам месяца m СО определяет значения снижений мощности, связанных с
1
2
наличием зарегистрированных ограничений установленной мощности  j 0,m и  j 0,m :
j
КОМ, j
Если N РМ,
, то
m  Nm
2
j
j
j
 j 0,m  max{ 0; min[ N mКОМ, j ; N ПО,
m ; N уст,m ]  N РМ,m } ,
2
иначе  j 0,m  0 ,
1
(7.1)
(7.2)
2
j
j
j
j
 j 0,m  max{ 0; min{ N ПО,
m ; N уст,m }  N РМ,m   0,m } ,
(7.3)
j
где N ПО
,m ― предельный объем мощности ГТП j в месяце m, определяемый в соответствии с
Регламентом аттестации генерирующего оборудования (Приложение № 19.2 к Договору о
присоединении к торговой системе оптового рынка);
j
N КОМ,
― объем располагаемой мощности, заявленный участником ОРЭ по j-той ГТП в
m
месяце m в конкурентный отбор мощности в соответствии с Регламентом проведения
конкурентных отборов мощности (Приложение № 19.3 к Договору о присоединении к торговой
системе оптового рынка).
j
N РМ,
m ― объем располагаемой мощности, определенной СО по итогам месяца:
по ГТП ГЭС или электростанций, использующих отходы промышленного производства:
j
j
j
j
N РМ,
m  min{ N ПО,m ; N уст,m }  N огр,m (СО) ,
(7.4)
по ГТП прочих электростанций:
j
j
j
N РМ,
m  N уст  N огр,m (СО)
(7.5)
24
Регламент определения объемов фактически поставленной на оптовый рынок мощности
3.4.3.
учетом
j
СО определяет плановый технологический минимум N min
,h (CO) с
плановых
увеличений
технологического
минимума
по
блочному
генерирующему оборудованию, отнесенному к каждой ГТП участника ОРЭ, на
каждый час расчетных суток в соответствии с Техническими требованиями и Порядком
установления соответствия.
Для генерирующего оборудования атомных электростанций, диапазон внутрисуточного
регулирования которых определяется значением минимального технологического уровня
включенной мощности энергоблоков, в качестве планового технологического минимума
j
N min
,h (CO) принимается значение минимальной мощности включенного генерирующего
оборудования, отнесенного к ГТП генерации, заявленное участником ОРЭ в уведомлении о
составе и параметрах генерирующего оборудования, поданном не позднее 16 часов 30 минут
московского времени суток Х-2 (для второй неценовой зоны – до 10 часов хабаровского
времени суток Х-1), и согласованное СО.
3.4.4.
СО в соответствии с Техническими требованиями и Порядком установления
соответствия определяет нормативное время включения в сеть генерирующего
оборудования по команде диспетчера, а также номинальные значения скорости
набора
номГЕМ
Vвверх
и скорости сброса
ном ГЕМ
Vвниз
нагрузки единиц генерирующего
оборудования, отнесенных к блочным ГЕМ.
3.4.5.
Участник ОРЭ не позднее 1 декабря года, предшествующего отчетному,
по каждому месяцу периода ремонтов, соответствующих утвержденному СО
годовому графику ремонтов, представляет в СО для согласования значения объемов
снижения мощности  jпл , обусловленные проведением плановых ремонтных работ
на оборудовании (плановых ремонтов). В случае наличия несогласованных с СО
объемов снижения мощности, обусловленных проведением плановых ремонтных
работ на оборудовании, значение  jпл принимается равным нулю.
3.4.6.
Процесс согласования ремонтов осуществляется при планировании
режимов, в том числе долгосрочном. Участник ОРЭ в соответствии с порядком
установленным СО, может подать СО заявку на вывод в ремонт / из ремонта
оборудования. СО определяет почасовые значения максимальной мощности единиц
генерирующего оборудования на основании данных о согласованных снижениях
плановой располагаемой мощности и заявок, поданных СО участником ОРЭ не
позднее 16 часов 30 минут московского времени суток Х-2 (для второй неценовой
зоны – до 10 часов хабаровского времени суток Х-1), и формирует значение
j
N max
,h (CO) по каждой ГТП участника ОРЭ и на каждый час суток, а также
определяет ' j 1,h – величину ремонтного снижения мощности:
25
Регламент определения объемов фактически поставленной на оптовый рынок мощности
j
j
' j 1,h  N расп
,h  N max ,h (CO)
(8)
К объемам согласованных снижений плановой располагаемой мощности относятся
объемы снижений мощности, связанные:
- с проведением плановых ремонтов генерирующего оборудования в соответствии с
месячным графиком ремонтов, утвержденным СО до начала месяца;
- с проведением ремонтов или испытаний генерирующего оборудования в выходные дни
(выходные, нерабочие праздничные дни, а также на межпразничные дни – три и менее
рабочих дня между выходными и/или нерабочими праздничными днями длительностью
двое и более суток каждых) – с 00:01 местного времени субботы (первого нерабочего
праздничного дня) до 6:00 понедельника местного времени (первого рабочего после
праздничного дня), за исключением аварийных ремонтов и их продлений;
- с проведением ремонта генерирующего оборудования, ремонт которого был
предусмотрен месячным графиком ремонтов, утвержденным СО до начала месяца, в
отношение которого по инициативе СО был изменен срок вывода в ремонт;
- с проведением контроля состояния, проведения регулировок, наладок, балансировок и
устранения выявленных дефектов в отношении генерирующего оборудования,
включенного после капитального или среднего ремонта, в период с момента завершения
приемо-сдаточных испытаний после капитального или среднего ремонта до момента
окончания срока данного ремонта, предусмотренного месячным плановым графиком
ремонтов, утвержденным СО до начала месяца;
- с проведением ремонтов генерирующего оборудования, участвующего в
нормированном первичном регулировании частоты (НПРЧ) и (или) в автоматическом
вторичном регулировании частоты и перетоков мощности (АВРЧМ) в соответствии с
заключенными с СО договорами оказания услуг по обеспечению системной надежности,
в период не более 72 часов в течение месяца.
Если, начиная с некоторого часа А текущего месяца, суммарный объем ремонтов
согласованных СО в текущем году по ГТП участника ОРЭ начинает превышать
плановый объем ремонтов j-й ГТП  jпл , определенный в соответствии с п. 3.4.5
настоящего Регламента, СО рассчитывает итоговое значение 1j ,h :
Если h>A , то 1j ,h  max( 0; '1j,h ) .

Если h=A, то 1j ,h  max  0;


h A
'j
1,h
(9.1)

  jпл  .

(9.2)
Если суммарный объем ремонтов согласованных СО в текущем году по ГТП участника
ОРЭ не превышает плановый объем ремонтов, то 1j ,h  0 .
3.4.7.
Участник ОРЭ должен уведомить в соответствии с Регламентом подачи уведомлений
Участниками оптового рынка (Приложение № 4 к Договору о присоединении к торговой системе
оптового рынка) о составе и параметрах генерирующего оборудования территориальное (-ые)
подразделение (-я) СО, на территории которого находятся ГТП генерации.
В случае утверждения в составе перечня участников, допущенных к торговле электрической
энергией и мощностью на соответствующий месяц, изменений, связанных с изменением
состава ГТП, после направления Участником ОРЭ уведомлений о составе и параметрах
26
Регламент определения объемов фактически поставленной на оптовый рынок мощности
генерирующего оборудования, Участник ОРЭ имеет право направить Системному
оператору повторное уведомление в письменном виде.
СО на основании данных, заявляемых Участником ОРЭ не позднее 16 часов 30 минут
московского времени суток Y-4 в уведомлении о составе и параметрах оборудования и
разрешенных внеплановых заявках на снижение максимальной мощности, определяет
j
N max(
Y 4),h – максимальную мощность генерирующего оборудования, отнесенного к ГТП
генерации, и 
j1
2 _ max, h
– величину снижения указанной мощности в связи с проведением
ремонтов основного и вспомогательного оборудования от определенной СО в соответствии
с п. 3.4.6 настоящего Регламента.
1
j
j
 j 2 _ max, h  max( 0; N max,
h (CO)  N max( Y 4 ),h ) ,
(10)
j
где N max(
Y 4),h – максимальная мощность оборудования, готового к выработке электрической
энергии, отнесенного к ГТП участника ОРЭ, определяемая на основании поданных
Участником ОРЭ уведомлений о составе и параметрах генерирующего оборудования и
заявок
на
снижение
мощности,
связанное
с
ремонтом
основного
и/или
вспомогательного оборудования.
СО на основании данных, заявляемых участником ОРЭ не позднее 16 часов 30 минут
московского времени суток Y-4 в уведомлении о составе и параметрах оборудования и
разрешенных внеплановых заявках на увеличение минимальной мощности включенного
оборудования,
определяет
j
N min(
Y 4 ) ,h
–
минимальную
мощность
включенного
генерирующего оборудования, отнесенного к ГТП генерации, включающей только блочные
1
ГЕМ, и  j 2 _ min, h – величину отличия указанной мощности от планового технологического
j
минимума N min
,h (CO) .
1
j
j
 j 2 _ min, h  max{ 0; N min(Y
-4),h  N min, h (СО)}
3.4.8.
(11).
СО на основании данных, заявляемых участником ОРЭ не позднее 16 часов 30 минут
московского времени суток Х-2 (для второй неценовой зоны – до 10 часов хабаровского
времени суток Х-1) в уведомлении о составе и параметрах оборудования и разрешенных
j
внеплановых заявках на снижение максимальной мощности N max(
X 2), h – определяет
максимальную мощность генерирующего оборудования, отнесенного к ГТП генерации, и
2
 j 2 _ max, h величину снижения указанной мощности от определенной СО в соответствии с п.
3.4.7 настоящего Регламента.
2
j
j
j
j 2 _ max, h  (max{ 0; min[ N max,
h (CO), N max( Y 4),h ]  N max( X 2),h })
(12.1),
27
Регламент определения объемов фактически поставленной на оптовый рынок мощности
j
N max(
X 2), h
где
– максимальная мощность оборудования, готового к выработке
электрической энергии, отнесенного к ГТП участника ОРЭ, определяемая на основании
поданных участником ОРЭ уведомлений о составе и параметрах генерирующего
оборудования и заявок на снижение мощности.
При подаче уведомления о составе и параметрах генерирующего оборудования в
отношении ГТП, для которых в установленном порядке зарегистрирован и передан КО до
начала отчетного месяца признак «электростанция, использующая для производства
электроэнергии газ, интегральный расход которого за сутки ограничен, и не имеющая
хранилищ топлива» (далее – имеющей статус монотопливной), СО на каждый час суток
определяет величину:
2
j
j
 j 2 _ max, h  max{ 0; min[ N max,
h (CO), N max( Y 4 ).h ]
j
 N max(
X 2 ),h } 
j
N инт
где
H  hпик
1
j
j
max{ 0;
  N вкл
,h (CO)  N инт}
H
2H
hH
(12.2)
– указанное в уведомлении интегральное ограничение на выработку
электроэнергии за период Н (Н – количество часов в периоде) по данной ГТП,
связанное с топливообеспечением, hпик – количество пиковых часов в периоде Н. (для
Н =10 в отношении периода 0–9 час h=2, для Н=14 в отношении периода с 10 по 23
час h=6, для H=24 в отношении суток в целом h=8);
j
N вкл
, h (CO) – максимальная мощность включенного оборудования, учтенная в
актуализированной расчетной модели на операционные сутки Х.
СО на основании данных, заявляемых участником ОРЭ в указанном в настоящем пункте в
уведомлении о составе и параметрах оборудования, а также разрешенных внеплановых
заявок на увеличение минимальной мощности включенного оборудования определяет
j
N min(
X 2 ) ,h
– минимальную мощность включенного генерирующего оборудования,
2
отнесенного к ГТП генерации, включающей только блочные ГЕМ, и  j 2 _ min, h – величину
отличия указанной мощности от планового технологического минимума, определенного СО
в соответствии с п. 3.4.7 настоящего Регламента
2
j
j
j
 j 2 _ min, h  max{ 0; N min(X
-2),h  max[ N min(Y -4),h , N min, h (СО)]}
(13).
2
СО на каждый час суток определяет величину  j 2,h :
2
2
2
 j 2,h =  j 2 _ max, h +  j 2 _ min, h
3.4.9.
СО определяет
(14)
на основании ценовых заявок, поданных в участником ОРЭ в
КО отношении каждой ГТП для участия в конкурентном отборе на сутки вперед в
соответствии с Регламентом подачи ценовых заявок Участниками оптового рынка (Приложение № 5
28
Регламент определения объемов фактически поставленной на оптовый рынок мощности
к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка) и переданных КО в СО в
соответствии с Регламентом проведения конкурентного отбора заявок для балансирования системы
(Приложение № 10 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).
Для случаев, указанных в подпунктах «а» и «б» подпункта 2 п. 3.2.2 Регламента подачи ценовых
заявок Участниками оптового рынка (Приложение № 5 к Договору о присоединении к торговой системе
оптового рынка),
j 3, h  0 .
(15.1)
В случае подачи Участником оптового рынка интегральной заявки, в соответствии с
подпунктом 2 п. 3.1 (за исключением случаев указанных в подпункте «б» подпункта 2 п.
3.2.2) Регламента подачи ценовых заявок Участниками оптового рынка (Приложение № 5 к Договору
о присоединении к торговой системе оптового рынка), поданной в отношении ГТП, не имеющей
статус монотопливной, на период с числом часов Н, величина
j 3, h , в отношении часа,
попадающего в интервал Н, рассчитывается как:
 j 3,h


j
j , заявка
max (  N вкл
,h (СО)   N max, h );0
hH
 hH


H
(15.2),
Для случая интегральной заявки, поданной в отношении ГТП, в отношении которой в
реестре субъектов оптового рынка, допущенных к торговой системе оптового рынка,
предоставленном КО в СО до начала расчетного месяца, установлен статус монотопливной
(за исключением случаев указанных в подпункте «б» подпункта 2 п. 3.2.2):
 j 3,h


j
j
j , заявка
max min( N инт
;  N вкл
);0
,h (СО))   N max, h
hH
hH



.
H
Во всех остальных случаях:

j
j , заявка
j 3,h  max 0; Nвкл
,h (СО)  N max, h
где
,
(15.3)
(15.4),
j , заявка
N мах
— максимальное значение количества в основных парах «цена – количество»
,h
в часовой подзаявке на час h;
j
Nвкл
,h (СО) —
максимальная мощность включенного оборудования, учтенная в
актуализированной расчетной модели на операционные сутки Х.
Величина
j 3, h
определяется только в отношении ГТП первой и второй ценовых зон и не
определяется по ГТП генерации ГЭС.
3.4.10. В случае изменения состава или параметров оборудования, ожидаемого в час n,
участник ОРЭ уведомляет в час h СО об указанных изменениях в порядке, определенном
29
Регламент определения объемов фактически поставленной на оптовый рынок мощности
СО. Системный оператор в случаях, если данное изменение состава или параметров
оборудования допустимо для режима в ЕЭС, регистрирует величины:
j
- N max(
n4 ),h
― максимальную мощность оборудования, соответствующую составу и
параметрам оборудования, измененным в соответствии с уведомлением, принятом в период
с 16 часов 30 минут суток, предшествующих торговым, до часа (n-4), где n ― операционный
час, и величину
 j 4 _ max ,h :
j
j
j
j
j 4 _ max, h  max{ 0, min{ N max,
h (CO); N max(Y -4),h ; N max( X 2),h }  N max(n -4),h }
j
- N min(
n 4 ),h
―
минимальную
соответствующую
мощность
включенного
(16.1).
оборудования,
составу и параметрам оборудования, измененным в
соответствии с уведомлением принятом в период с 16 часов 30 минут суток,
предшествующих торговым, до часа (n-4),
величину
где n - операционный час,
и
 j 4 _ min, h :
j
j
j
j
j 4 _ min, h  max{ 0, N min(
n4),h  max{ N min, h (CO); N min(Y -4),h ; N min( X 2),h }}
(16.2).
СО на каждый час суток определяет величину  j 4,h :
 j 4,h =  j 4 _ max, h +  j 4 _ min, h
(16.3)
3.4.11. В случае включения в сеть генерирующего оборудования по команде диспетчера в
минимально возможный срок с целью предотвращения развития и ликвидации нарушений
нормального режима, СО регистрирует в отношении указанных единиц генерирующего
оборудования соответствие нормативного времени включения в сеть генерирующего
оборудования фактической длительности включения оборудования.
СО в соответствии с Техническими требованиями и Порядком установления соответствия
регистрирует по каждому часу за весь период отступления от нормативного времени
включения следующие величины:
j ,отст
N пуск
,h – установленную мощность оборудования ГТП, для которого СО зарегистрировано
отступление от нормативного времени включения в сеть;
j ,нп
N пуск
,h – установленную мощность генерирующего оборудования ГТП, включенного в сеть
с нарушением нормативного времени включения.
3.4.12. В час фактической поставки по каждой ГТП:
3.4.12.1.
СО
регистрирует
соответствие
состава
включенного
(отключенного)
оборудования эксплуатационному состоянию, заданному СО (в том числе в
отношении ГАЭС в насосном режиме). В случае несоблюдения состава
оборудования
СО
регистрирует
j ,изм
величину N уст
,h ,
равную
установленной
30
Регламент определения объемов фактически поставленной на оптовый рынок мощности
мощности оборудования, эксплуатационное состояние которого отлично от
заданного СО на час фактической поставки.
j ,изм
По окончании регистрации N уст
,h СО регистрирует снижения мощности по
данному оборудованию в общем порядке с учетом ранее зарегистрированных
снижений максимальной мощности.
СО определяет в соответствии с Техническими требованиями и Порядком установления
соответствия
фактическую
максимальную
мощность
генерирующего
j
оборудования, готового к выработке электрической энергии ( N max
факт ,h ),
фактическую
минимальную
мощность
включенного
генерирующего
j
оборудования ( N min_
факт ,h ) и наличие несоответствия фактических параметров
,изм
генерирующего оборудования заданным в час фактической поставки:  jmax_
–
вкл, h
j
величину снижения N max
факт ,h от определенной СО в соответствии с п. 3.4.10
настоящего
Регламента,
не
связанного
с
отключением
генерирующего
j
,изм
оборудования,  jmin_
– величину увеличения N min_
факт ,h от определенной СО
вкл, h
,изм
в соответствии с п. 3.4.10 настоящего Регламента и  jвкл
:
,h
,изм
,изм
,изм
=  jmax_
+  jmin_
 jвкл
вкл, h
вкл, h
,h
(17)
СО регистрирует в соответствии с Техническими требованиями и Порядком
j ,изм
j ,изм
j ,изм
установления соответствия величину N уст
,h или  max_ вкл, h и/или  min_ вкл, h в случае
снижения
величины максимальной
мощности),
подтвержденного
мощности (увеличения минимальной
данными
СОТИАССО
при
отсутствии
диспетчерской заявки (оперативного уведомления), поданного не позднее чем за 4
часа до часа фактической поставки, в том числе в случае невыполнения
участником команды, на загрузку/разгрузку генерирующего оборудования или
команды на работу в соответствии с плановым диспетчерским графиком
в
пределах заявленного участником оптового рынка диапазона регулирования.
В случае неоднократного (второго раза подряд в течение семи дней или третий
раз подряд в течение месяца) отказа участника оптового рынка от загрузки или
повторного (второго раза подряд в течение месяца) отказа от разгрузки до
величин, определенных по результатам расчетов ПБР или командой диспетчера,
в
пределах
максимальной/минимальной
мощности
генерирующего
оборудования, заявленной участником оптового рынка в уведомлении о составе и
параметрах
генерирующего
оборудования,
выражающегося
в
подаче
кратковременной (на период менее 48 часов) заявки на снижение максимальной
мощности / увеличение минимальной мощности или в отклонении объемов
фактического производства электроэнергии от планового диспетчерского
31
Регламент определения объемов фактически поставленной на оптовый рынок мощности
графика по собственной инициативе, подтвержденном по данным СОТИАССО,
в период, когда загрузка/разгрузка были заданы по результатам расчетов ПБР или
командой диспетчера, СО
регистрирует
в соответствии с
Техническими
j ,изм
j ,изм
требованиями и Порядком установления соответствия величину N уст
,h или  max_ вкл, h
,
,изм
и (или)  jmin_
по всем часам до момента фактической загрузки генерирующего
вкл, h
оборудования
до
максимальной
мощности/разгрузки
генерирующего
оборудования до минимальной мощности, подтвержденной по данным
СОТИАССО, или до конца месяца (в зависимости от того, какая из указанных дат
наступит раньше).
При проведении СО мониторинга фактического эксплуатационного состояния
оборудования, несоответствия его фактического состояния заявленному, СО
j ,изм
j ,изм
регистрирует несоблюдение состава ( N уст
,h ) и (или) параметров (  вкл, h )
генерирующего оборудования состоянию, заданному СО, на весь период
зарегистрированного несоответствия до момента фактического включения
оборудования, либо подачи в установленном порядке диспетчерской заявки на
вывод указанного оборудования в ремонт.
При
отказе
в
допуске
представителей
СО
на
генерирующий
объект
(электростанцию) для осуществления инспектирования оборудования в рамках
мониторинга
фактического
эксплуатационного
состояния
генерирующего
оборудования или создании препятствий при проведении инспектирования
оборудования в рамках мониторинга фактического эксплуатационного состояния
генерирующего
оборудования,
СО
регистрирует
несоблюдение
состава
j ,изм
оборудования состоянию, заданному СО ( N уст
в отношении всего
,h ),
генерирующего оборудования данного объекта, заявленного в резерв, в течение
периода, на который указанное генерирующее оборудование было заявлено в
резерв в текущем календарном месяце.
Порядок
мониторинга
оборудования,
включая
фактического
процедуру
эксплуатационного
проведения
СО
состояния
инспектирования
оборудования в рамках мониторинга фактического эксплуатационного состояния
оборудования, определяется Порядком установления соответствия генерирующего
оборудования участников ОРЭ техническим требованиям.
3.4.12.2. СО рассчитывает величину отклонения фактической поставки электроэнергии
по каждой ГТП на основании данных коммерческого учета о фактическом
производстве электроэнергии в каждой ГТП генерации, представленных КО не
позднее 7 числа месяца, следующего за расчетным, в соответствии с Регламентом
коммерческого учета электроэнергии и мощности (Приложение № 11 к Договору о
присоединении к торговой системе оптового рынка).
32
Регламент определения объемов фактически поставленной на оптовый рынок мощности
В случае, если отклонение объема фактического производства электроэнергии от
уточненного диспетчерского графика (УДГ) вниз в час фактической поставки
превышает 5 % установленной мощности отнесенной к данной ГТП и 15 МВт∙ч,

СО рассчитывает показатель  j 5,h :

j
j
 j 5,h  max{ 0; ( NУДГ
,h  ОИВА )  N факт ,h }
(18)

 j 5, h  0
где N j УДГ ,h ― мощность соответствующая уточненному диспетчерскому графику
ГОУ, к которому принадлежит ГТП j, отнесенная к часу фактической
поставки;
ОИВА ― составляющая величина отклонения по внешней инициативе
ИВА, определяемая СО в соответствии с требованиями пункта 2.2.5
Регламентом определения объемов, инициатив и стоимости отклонений (Приложение
№ 12 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка) как изменение
генерации, обусловленное управляющими воздействиями противоаварийной
и режимной автоматики из-за внешнего для электроэнергетического объекта
Участника оптового рынка события, участием в противоаварийном
регулировании, оказания участниками оптового рынка услуг по НПРЧ
и (или) АВРЧМ, и не учтенная в уточненном диспетчерском графике ГОУ, к
которому принадлежит ГТП j.
В случае, если отклонение, объема фактического производства электроэнергии от
уточненного диспетчерского графика (УДГ), вверх в час фактической поставки
превышает 5% установленной мощности к данной ГТП
и 15 МВт∙ч, СО

рассчитывает показатель  j 5,h :

j
j
 j 5,h  max{ 0; N факт
,h  ( N УДГ ,h  ОИВА )}
(19)

 j 5, h  0
j
При определении N факт ,h ГАЭС учитывается суммарный объем выработки
(потребления) электрической энергии в ГТП генерации и ГТП потребления
ГАЭС.
В случае если для ГАЭС в каком-либо часе
<0 (при работе агрегатов
ГАЭС в двигательном режиме):
и
.
Для ГТП генерации, входящих в состав группового объекта управления (ГОУ), в
часы, когда данное ГОУ участвует в регулировании по входящим в ГОУ ГТП
генерации, т.е. СО в соответствии с требованиями п. 2.2.3 Регламента определения
33
Регламент определения объемов фактически поставленной на оптовый рынок мощности
объемов, инициатив и стоимости отклонений (Приложение № 12 к Договору о
присоединении к торговой системе оптового рынка) присвоен соответствующий признак:
и
.
3.4.12.3. СО рассчитывает величину  j 5,h :


,изм
j
j ,изм
 j 5,h  max{  j 5,h ;  jmax_
вкл,h }  max{  5, h ;  min_вкл, h }
(20)
3.4.12.4. СО актуализирует по каждой ГТП участника величину j 6,h
j ,изм
j 6,h  N уст
,h
(21)
1
2
3.4.12.5. СО актуализирует по каждой ГТП участника величину  j 8,h и  j 8,h :
1
j ,отст
j 8,h  N пуск
,h
2
j ,нп
 j 8 ,h  N пуск
,h
3.4.13.
(22);
(23).
В случае недопустимого отклонения режима поставки электроэнергии от
режима, заданного диспетчерским графиком, СО в отношении каждой ГТП регистрирует
факты непредоставления мощности, как факт «неисполнения команды диспетчера» в
следующем порядке:
 В случае если при контроле фактического режима поставки (по данным
телеметрии) диспетчером регистрируется несогласованные с СО отклонения,
превышающее 5% от заданного командой диспетчера значения генерации или
скорости изменения нагрузки при неоднократном участии в суточном регулировании,
и такое отклонение недопустимо в фактически складывающихся режимных условиях,
диспетчер должен объявить предупреждение о регистрации «неисполнения команды
диспетчера»;
 При получении предупреждения дежурный персонал электростанции должен
обеспечить исполнение заданного графика генерации как по заданному значению
генерации, так и по скорости изменения нагрузки. В случае неисполнения требования
через 15 минут после объявления предупреждения диспетчер СО имеет право
объявить регистрацию «неисполнения команды диспетчера»;
По окончании месяца для часов, в которых зарегистрирован факт «неисполнения
команды диспетчера», СО осуществляет проверку по данным коммерческого учета
наличия отклонений поставки электроэнергии, превышающие 2 % заданного значения
генерации (УДГ). Факт «неисполнения команды диспетчера» считается подтвержденным
при наличии для одного и более часов операционных суток вышеуказанных отклонений.,
при этом в отношении одних операционных суток не может быть зарегистрировано
более одного такого факта. СО регистрирует общее количество фактов «неисполнения
команд диспетчера». В случае, подтверждения факта «неисполнения команды диспетчера»
значение фактической величины отклонения поставленной мощности  j 7,m в расчетном
34
Регламент определения объемов фактически поставленной на оптовый рынок мощности
месяце m рассчитывается:
j
 j 7,m  N уст
 K j НК
где K
j
НК
(24),
– количество зарегистрированных фактов по ГТП в месяц m.
3.4.14.
СО на основании данных, заявляемых участником ОРЭ в уведомлении о
составе и параметрах оборудования, определяет на каждый час заявленную участником
ОРЭ максимально допустимую скорость набора/сброса нагрузки единиц включенного
g
g
генерирующего оборудования, отнесенного к блочным g-тым ГЕМ ( Vвверх,h / Vвниз,h ), и
величину снижения указанной скорости по отношению к номинальной скорости
g
g
набора/сброса нагрузки единиц генерирующего оборудования ( Vном_ вверх / Vном_ вниз ).
 max 0;V
 j V(  ),h  60 
g
ном _ вверх
gГТП
 j V(  ),h  60 
 max 0;V
g
ном _ вниз
gГТП
g
 Vвверх
,h
g
 Vвниз
,h

(25.1)

(25.2)
j 9,h =  j V(  ),h +  j V(  ),h ,
где
j 9,h
(26)
– приведенная величина отклонения скорости изменения нагрузки генерирующего
оборудования при неоднократном участии в суточном регулировании от номинальных
значений.
Для целей определения
j 9,h
в качестве номинальной скорости набора и номинальной
g
g
скорости сброса нагрузки единиц генерирующего оборудования ( Vном _ вверх / Vном _ вниз )
принимаются величины, определенные по результатам тестирования генерирующего
оборудования для целей аттестации, в случае если в соответствии с Регламентом аттестации
генерирующего оборудования (Приложение № 19.2 к Договору о присоединении к торговой системе оптового
рынка) регистрация данных параметров предусмотрена программой испытаний.
В случае отсутствия
величин, определенных по результатам тестирования генерирующего
оборудования для целей аттестации, принимаются величины представленные участником
оптового рынка Коммерческому оператору в соответствии с Положением о порядке получения
статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка (Приложение № 2
к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка) в перечне паспортных технологических
характеристик генерирующего оборудования по форме 12/12А (приложение 1 к данному
Положению) и (или) учтенных в расчетной модели ЕЭС России в соответствии с Регламентом
внесения изменений в расчетную модель электроэнергетической системы (Приложение № 2 к Договору о
присоединении к торговой системе оптового рынка).
35
Регламент определения объемов фактически поставленной на оптовый рынок мощности
N j нв,n , соответствующие объемам
3.4.15. СО определяет значения мощности
невыполнения требований по поставке мощности в месяце m:
1
N j нв10   j 0,m
(27.1)
2
N j нв02  j 0,m
(27.2)
N j нв,7   j 7,m
(27.3)
j
N
где
нв , n
 jn ,h
 jn , h

hH H
,
(27.4)
– значения мощности, определенные в п.п. 3.4.3-3.4.14 настоящего Регламента j-й
ГТП участника ОРЭ;
H – количество часов соответствующее расчетному месяцу m.
3.5.
Порядок
определения выполнения
технических
требований
к
системе
связи,
обеспечивающей обмен данными с СО
СО в соответствии с Регламентом оперативного диспетчерского управления электроэнергетическим
режимом объектов управления ЕЭС России (Приложение № 9 к Договору о присоединении к торговой
системе оптового рынка) осуществляет контроль выполнения технических требований к
СОТИАССО по каждой ГТП генерации.
По итогам месяца СО определяет величину
N j тн
:
j
N j тн  N уст
 k j диск
(28)
k j диск ― коэффициент =1, в случае, если СО в соответствии с Регламентом оперативного
диспетчерского управления электроэнергетическим режимом объектов управления ЕЭС России
(Приложение № 9 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка) зарегистрировал
j
признак технической неготовности СОТИАССО, в иных случаях k диск =0.
4. ОСОБЕННОСТИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ГОТОВНОСТИ ГЕНЕРИРУЮЩЕГО
ОБОРУДОВАНИЯ ОТДЕЛЬНЫХ ТИПОВ УЧАСТНИКОВ ОРЭ
4.1.
Порядок определения готовности генерирующего оборудования для генерирующего
оборудования во время набора/сброса нагрузки в соответствии с заданным СО УДГ, в
том числе, в периоды ввода (вывода) из ремонта (в ремонт) или из резерва (в резерв)
Набор/сброс нагрузки в соответствии с заданным СО УДГ, в том числе в согласованные с СО
сроки вывода оборудования из ремонта или резерва (входа в согласованный ремонт или резерв), не
приводит к изменению фактически поставленного на оптовый рынок объема мощности.
36
Регламент определения объемов фактически поставленной на оптовый рынок мощности
4.2.
Порядок определения готовности генерирующего оборудования для генерирующего
оборудования
во
время
проведения
специальных
испытаний
на
включенном
оборудовании
В согласованные с СО сроки проведения плановых специальных испытаний фактически
поставленный на оптовый рынок объем мощности определяется в соответствии с объемами поставки,
предусмотренными согласованной с СО программой испытаний.
К плановым специальным испытаниям относятся:

испытания сетевого, основного и вспомогательного оборудования, инициированные
СО;

испытания средств режимной и противоаварийной автоматики;
 испытания релейной защиты.
Программа проведения плановых специальных испытаний, содержащая в том числе данные о
длительности проведения испытаний, указание на максимальные значения возможного изменения
мощности и (или) возможность аварийного отключения оборудования, должна быть представлена
СО не позднее 14 (четырнадцати) рабочих дней до начала проведения испытаний. Оборудование по
программе испытаний должно находиться в работе, а программа должна содержать указание на время,
необходимое на прекращение испытаний.
На проведение испытаний участник ОРЭ в соответствии с порядком, установленным СО,
должен подать в СО соответствующую заявку не позднее 16 часов 30 минут московского времени для
ценовых и неценовых зон (за исключением территории Дальнего Востока) суток, предшествующих
торговым (для второй неценовой зоны до 10 часов хабаровского времени суток Х-1).
4.3.
Порядок определения готовности генерирующего оборудования, режим работы
которого полностью зависит от наличия теплового потребителя
Максимальная мощность единиц генерирующего оборудования тепловых электростанций,
режим работы которого полностью зависит от наличия теплового потребителя (турбины типа «Р»),
готовая к выработке электроэнергии, при выводе такого оборудования в резерв или ремонт,
принимается равной нулю, если иное не подтверждено специализированными расчетами,
заключающимися в перераспределении паровой нагрузки между оставшимися турбинами с
соответствующим пересчетом ограничений мощности по каждой из них.
5. ПОРЯДОК ОПРЕДЕЛЕНИЯ ФАКТИЧЕСКИ ПОСТАВЛЕННЫХ НА ОПТОВЫЙ
РЫНОК ОБЪЕМОВ МОЩНОСТИ
5.1.
Порядок определения объема недопоставки мощности генерирующего оборудования,
определяемого участием в общем первичном регулировании частоты электрического
тока
5.1.1.
СО рассчитывает объем недопоставки мощности, определяемый участием в ОПРЧ
соответствующей j ГТП участника ОРЭ в расчетном месяце m:
пост, j
N ОПРЧ m
j
j
 kОПРЧ _ 1  N НГ
, m  k ОПРЧ _ 2 N ПГ , m
(29)
37
Регламент определения объемов фактически поставленной на оптовый рынок мощности
где kОПРЧ _ 1 и kОПРЧ _ 2 – коэффициенты, определяющие недопоставку мощности при
невыполнении требований по участию в общем первичном регулировании частоты,
определяемые Правилами оптового рынка или приказом Минэнерго России.
5.2.
Порядок определения объема недопоставки мощности генерирующего оборудования,
определяемого предоставлением диапазона регулирования реактивной мощности
5.2.1.
Для каждого участника ОРЭ в отношении каждой j-й ГТП СО на основании
показателей фактического предоставления диапазона регулирования реактивной мощности и
снижения диапазона регулирования реактивной мощности рассчитывает объем недопоставки
мощности, определяемый предоставлением диапазона регулирования реактивной мощности:
пост, j
N Q m
j
j
j
j
 min{ N ПО
,m ; N уст ,m }  k Р ( 2  Rдиап,m  RQ ,m ) ,
(30)
где k Р ― коэффициент, определяемый Правилами оптового рынка или приказом
Минэнерго России.
5.3.
Порядок расчета объема недопоставки мощности генерирующего оборудования,
определяемого участием ГЭС во вторичном регулировании частоты электрического тока
и перетоков активной электрической мощности
5.3.1.
Для каждого участника ОРЭ в отношении каждой j-й ГТП на основании данных об
участии во вторичном регулировании СО рассчитывает объемы недопоставки мощности,
определяемые участием оборудования во вторичном регулировании в расчетном месяце
пост, j
пост, j
N ВР m
5.3.2.
и N АВР m
.
Объем недопоставки мощности, определяемый участием оборудования во вторичном
пост, j
регулировании в расчетном месяце N ВР m
пост, j
N ВР m
где
, равна:
j
j
j
 min{ N ПО,
m ; N уст,m }  k ВР  (1 RВР,m ) ,
(31)
k ВР ― коэффициент, определяемый Правилами оптового рынка или приказом
Минэнерго России.
5.3.3.
Объемы
недопоставки
мощности,
определяемый
пост, j
вторичном регулировании в расчетном месяце N АВР m
пост, j
N АВРm
участием
оборудования
во
, равна:
j
j
j
 min{ N ПО,
m ; N уст,m }  k АВР  (1 RАВР,m ) ,
(32)
где k АВР ― коэффициент, определяемый Правилами оптового рынка или приказом
Минэнерго России.
5.4.
Порядок расчета объема недопоставки мощности генерирующего оборудования,
определяемого способностью к выработке электроэнергии
5.4.1. для каждого участника ОРЭ в отношении соответствующих ГТП генерации СО
рассчитывает объем недопоставки мощности, определяемый способностью к
выработке электроэнергии участника ОРЭ в отношении соответствующих ГТП
пост, j
генерации в расчетном месяце m ( NСП m
).
38
Регламент определения объемов фактически поставленной на оптовый рынок мощности
5.4.2. Объем недопоставки мощности, определяемый способностью к выработке
электроэнергии генерирующего оборудования участника ОРЭ в расчетном месяц m,
рассчитывается для каждой ГТП по формуле:

  k n  N j нв, n
пост, j
N СП m

(33)
n
kn
―
коэффициенты
( k A , k Б1 , k Б2 , k В1 , k В2 , k В3 , k Г1 , k Г2 , k Г3 , k Д , k Е , kЖ , k З , k И ),
определяемые для каждой из соответствующих им  jn ,h Правилами оптового рынка или
приказом Минэнерго России.
5.5.
Порядок расчета объема недопоставки мощности генерирующего оборудования,
определяемого невыполнением требований к СОТИАССО
5.5.1. для каждого участника ОРЭ в отношении соответствующих ГТП генерации
СО рассчитывает объем недопоставки мощности, определяемый невыполнением
технических требований к СОТИАССО в отношении соответствующих ГТП
пост, j
генерации в расчетном месяце m ( N тн, m
пост, j
N тн, m
j
 k тн  N тн
,
где
–
k тн
).
(34)
коэффициент,
определяющий
недопоставку
мощности
при
невыполнении требований к СОТИАССО, определяемый Правилами оптового
рынка или приказом Минэнерго России.
5.6.
Порядок расчета объема фактически поставленной мощности генерирующего
оборудования
5.6.1. СО определяет объем мощности, фактически поставленной на оптовый рынок в
расчетном месяце m:
5.6.1.1. В
отношении
соответствующих
ГТП
генерации
участников
ОРЭ,
расположенных в ценовых зонах оптового рынка,
поставляющих мощность по итогам КОМ:
пост, j
N факт,
m
 0;



КОМ, j
N m


;
 max 

;



 min 
0;

j
  N сн ,m  
j
КОМ , j
j
max 


min[ N ПО,m ; N уст,m ]  N нед,m 




(35)
КОМ , j
при этом N уст
– объем установленной мощности генерирующего
,m
оборудования, входящего в состав ГТП генерации j за исключением объема
установленной мощности генерирующего оборудования ГЕМ, входящих в
ГТП j и не отобранных по итогам КОМ, в том числе генерирующего
оборудования,
не
соответствующего
минимальным
техническим
требованиям, указанного (-ых) участником ОРЭ по ГТП j в месяце m на
39
Регламент определения объемов фактически поставленной на оптовый рынок мощности
конкурентный отбор мощности в соответствии с Регламентом проведения
конкурентных отборов мощности (Приложение № 19.3 к Договору о присоединении к
торговой системе оптового рынка) кроме
генерирующего оборудования, не
соответствующего минимальным техническим требованиям по критерию –
генерирующее
оборудование,
технические
характеристики
которого
учитывались при проведении КОМ на 2011 год как не соответствующие
минимальным значениям, в отношении которого в течение 2011 года, но не
ранее чем за 12 месяцев до начала расчетного периода, была проведена
процедура аттестации в соответствии с Регламентом аттестации генерирующего
оборудования (Приложение № 19.2 к Договору о присоединении к торговой системе
оптового рынка);
поставляющих
мощность
по
итогам
КОМ
и
относящихся
к
гидроэлектростанциям при расчете за декабрь месяц каждого календарного
года:
пост, j
N факт,
дек
 0;



уст_КОМ, j
 N дек


;
 max 

  ; (35.1)
0;


 min 
j
 max min[ N j ; N j ]  N j   N сн ,дек  

ПО,m
уст ,m
нед ,m 




поставляющих мощность в вынужденном режиме:
пост, j
N факт,
m
 0;



ВР_КОМ, j



Nm
;
,


 max 
s



 min 
0; min( N ФСТ ,m ;

j
  N сн ,m  
 max 

j
j
j
min[
N
;
N
]

N
)

ПО,m
уст ,m
нед ,m 

 



(35.2)
поставляющих мощность по договорам о предоставлении мощности,
договорам купли-продажи (поставки) мощности новых атомных станций,
договорам купли-продажи (поставки) мощности новых гидроэлектростанций
(в том числе гидроаккумулирующих электростанций):
пост, j
N факт,
m
 0;



пред_ДПМ, j
N m


;
 max 

 ;
0;


 min 
j
 max min[ N j ; N j ]  N j   N сн ,m  

ПО,m
уст ,m
нед ,m 




(35.3)
j
где N нед
, m – суммарный объем недопоставки мощности по j-той ГТП в
месяце m:
пост, j
j
пост, j
пост, j
N нед
 N ВР m
,m  N ОПРЧ,m  N Q,m
пост, j
пост, j
пост, j
 N АВР
,m  N СП ,m  N тн,m
(35.4);
40
Регламент определения объемов фактически поставленной на оптовый рынок мощности
j
N уст,
m―
объем
установленной
мощности
генерирующего
оборудования, определенный в пункте 3.4.2.1 настоящего Регламента;
N снj ,m
―
объем
потребления
мощности
на
собственные
и
хозяйственные нужды, отнесенный к j-той ГТП в месяце m.
Если
W
s
h
 0 , то N снj ,m 
W
j
h
норм
 min{ Рsфакт
, m ; Р s,m }
h
h
W
s
h
,
(35.5)
h
иначе N
j
сн , m

j
факт
норм
N ПО,
m  min{ Рs , m ; Р s,m }
(35.6)
s
N ПО,
m
Рsфакт
,m
― фактический собственный максимум потребления по ГТП
потребления электростанции (группы электростанций) s, определенный КО
в соответствии с п. 2.1 Регламента определения объемов покупки и продажи мощности
на оптовом рынке (Приложение № 13.2 к Договору о присоединении к
торговой системе оптового рынка) и переданный в СО до 13-00 8 числа
месяца, следующего за отчетным.
― максимально допустимая величина собственного максимума
Рsнорм
,m
потребления на нужды генерации по ГТП потребления электростанции
(группы электростанций) s, определенная КО в соответствии с Регламентом
актуализации расчетной модели (Приложение № 3 к Договору о присоединении к
торговой системе оптового рынка), и переданная в СО до 13-00 8 числа месяца,
следующего за отчетным.
В отношении групп точек поставки генерации, не допущенных к участию в
торговле электрической энергией (мощностью) с первого числа расчетного
j
месяца, или условных ГТП объем N сн
,m принимается равным нулю.
W
s
h
  Whj ― объем фактического производства электроэнергии по
h
j
h
электростанции
(группе электростанций) s за расчетный месяц m,
определенный СО на основании данных коммерческого учета о фактическом
производстве электроэнергии в каждой ГТП генерации ( W hj ), полученных от
КО не позднее 7 числа, месяца, следующего за отчетным, в соответствии с
Регламентом коммерческого учета электроэнергии и мощности (Приложение № 11 к
Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).
j
N КОМ,
― объем мощности, отобранный по итогам КОМ в ГТП генерации j
m
в отношении месяца m;
уст_КОМ, j
N дек
― установленная мощность генерирующего оборудования,
отобранного на КОМ в отношении декабря месяца соответствующего года
поставки;
j
N ВР_КОМ,
m
―
объем
мощности
генерирующего
оборудования,
поставляющего мощность в вынужденном режиме по ГТП j, переданный КО
в СО в перечне групп точек поставки электростанций, отнесенных в
расчетном месяце к генерирующим объектам, поставляющим мощность в
вынужденном режиме, в соответствии с Регламентом отнесения генерирующих
41
Регламент определения объемов фактически поставленной на оптовый рынок мощности
объектов к генерирующим объектам, поставляющим мощность в вынужденном режиме
(Приложение № 19.7 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка);
s
N ФСТ
,m ― величина установленной мощности электростанции s, указанная
в прогнозным балансе ФСТ на месяц m.
Для ГТП генерации, принимавших участие в КОМ, но не отобранных по его
результатам и не переданных КО в составе перечня ГТП, поставляющих
мощность
в
вынужденном
режиме,
объем
мощности,
фактически
поставленной на оптовый рынок в расчетном месяце m принимается равным
нулю.
,j
N пред_ДПМ
― максимальный объем мощности, который может быть
m
поставлен в ГТП j по договорам о предоставлении мощности, договорам
купли-продажи (поставки) мощности новых атомных станций, договорам
купли-продажи (поставки) мощности новых гидроэлектростанций (в том
числе гидроаккумулирующих электростанций) в месяце m, определяемый СО
следующим образом:
,j
N пред_ДПМ
 1,1  N mуст_прил_ДПМ, j ;
m
(35.7)
N mуст_прил_ДПМ, j ― установленная мощность генерирующего объекта (ГТП) j,
указанная в приложении к соответствующему договору.
5.6.2. В отношении станций, расположенных в неценовых зонах оптового рынка:
 s
пост,s
j
j
j

N факт,
m  min  N ФСТ ,m ;  min{ N ПО,m ; N уст,m }  N нед,m
j
s


5.7.
Особенности
определения
объема
 .
(35.8)

недопоставки
мощности
генерирующего
оборудования, в отношении которого присвоен признак генерирующего оборудования
инновационного вида
5.7.1. Если в отношении ГТП j присвоен признак генерирующего оборудования
инновационного вида, то для расчета объема недопоставки мощности значения
следующих коэффициентов уменьшаются вдвое: k ОПРЧ_1 , k ОПРЧ_2 , k Р , k ВР , k АВР ,
k В2 , k В3 , k Г1 , k Г2 , k Г3 , k Д , k Е , k З .
6. ИНФОРМАЦИОННЫЙ ОБМЕН МЕЖДУ СО, КО И УЧАСТНИКАМИ ОРЭ
ДАННЫМИ О ФАКТИЧЕСКИ ПОСТАВЛЕННЫХ НА ОПТОВЫЙ РЫНОК
ОБЪЕМАХ МОЩНОСТИ И ПОКАЗАТЕЛЯХ ГОТОВНОСТИ
ГЕНЕРИРУЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ УЧАСТНИКОВ ОРЭ
6.1. СО по состоянию на 7, 14, 21 число нарастающим итогом с начала месяца не позднее
третьего рабочего дня, следующего за каждым из указанных отчетных периодов, и по итогам
отчетного месяца не позднее третьего рабочего дня, следующего за указанным отчетным месяцем,
размещает на интернет-сайте СО предварительные данные о параметрах готовности генерирующего
42
Регламент определения объемов фактически поставленной на оптовый рынок мощности
оборудования Участников оптового рынка к выработке электроэнергии в соответствии с Формой 1
приложения 1 к настоящему Регламенту.
Отчетные данные о параметрах готовности генерирующего оборудования участников ОРЭ к
выработке электроэнергии и объемах фактически поставленной на оптовый рынок мощности СО
размещает на персональных страницах участников ОРЭ на сайте СО не позднее 10 (десятого) числа
месяца, следующего за расчетным, в соответствии с формами 2, 3 приложения 1 к настоящему
Регламенту.
6.2. До 15-00 10 (десятого)
числа месяца, следующего за расчетным, СО передает в КО
пост, j
отчетные данные за расчетный месяц m по каждой ГТП генерации объемы N факт,
m в составе Реестра
объемов мощности, фактически поставленной на оптовый рынок, который формируется на
основании реестров, предоставленных КО в соответствии с пунктом 5'''.1 Регламента определения объемов
покупки и продажи мощности на оптовом рынке (Приложение № 13.2 к Договору о присоединении к торговой
системе оптового рынка).
Реестр объемов мощности, фактически поставленной на оптовый рынок, за январь 2011 года
может быть скорректирован СО и передан КО не позднее 10 марта 2011 года, с указанием причин его
повторной передачи.
Указанный реестр используется КО для осуществления расчетов за мощность на оптовом
рынке.
6.3. Процедура и формат информационного обмена между СО и КО данными,
определяющими готовность генерирующего оборудования участников ОРЭ, и данными об объемах
фактически поставленной на оптовый рынок мощности устанавливается соглашением о
взаимодействии на оптовом рынке, заключаемом между КО и СО.
43
Регламент определения объемов фактически поставленной на оптовый рынок мощности
Приложение 1
к Регламенту определения объемов
фактически поставленной
на оптовый рынок мощности
Форма 1
Почасовой отчет о показателях способности генерирующего оборудования к выработке электроэнергии
Субъект:
Код ГТП:
Отчетный период:
Показатели способности к выработке (максимальная мощность)
О
т
ч
е
Д т
а н
т ы
а й
j
N уст
j
N огр,
h
j
N расп
,h
Установле
нная
мощность,
МВт
Заявленны
е
ограничен
ия
установлен
ной
мощности,
МВт
Располагае
мая
мощность,
МВт
ч
а
с
N
j
max ,h
(CO)
Плановая
максималь
ная
мощность,
согласован
ная СО,
МВт
' j1,h
Ремонтное
снижение,
МВт
j
j
j1
j2
N max(
Y 4),h  2 _ max, h N max( X 2),h  2 _ max, h
Максималь
ная
мощность
по
уведомлен
ию в сутки
Y-4, МВт
1
2
3
4
О
т
j
ч
N min
,h (CO)
е
Плановый
Д т
а н технологический
т ы минимум, МВт
а й
1
ч
а
с
2
3
5
6
7
Снижение
максималь
ной
мощности
по
уведомлен
ию в сутки
Y-4, МВт
8
9
Максималь
ная
мощность
по
уведомлен
ию в сутки
j , ПДГ
Nвкл
,h (СО)
j
N max(
n4 ),h
j 3, h
 j 4 _ max ,h
j
j ,изм
N max_
факт , h  max_ вкл, h
Снижение
максималь
ной
мощности
по
уведомлен
ию в сутки
X-2, МВт
Максималь
ная
мощность,
указанная в
актуализир
ованной
расчетной
модели,
МВт
Снижение
максималь
ной
мощности
по
ценовой
заявке,
МВт
Максималь
ная
мощность
по
оперативн
ому
уведомлен
ию, МВт
Снижение
максималь
ной
мощности
по
оперативн
ому
уведомлен
ию, МВт
Максималь
ная
мощность
оборудова
ния в час
фактическ
ой
поставки,
МВт
11
12
13
14
15
16
X-2, МВт
10
Изменение
максимальн
ой
мощности
генерирую
щего
оборудован
ия в час
фактическо
й поставки,
МВт
17
Показатели способности к выработке (минимальная мощность)
N
j
min( Y 4) ,h
Минимальная
мощность по
уведомлению в сутки
Y-4, МВт
4

j1
2 _ min, h
Увеличение
минимальной
мощности
по уведомлению в
сутки
Y-4, МВт
5
j
N min(
X 2 ) ,h
 j 2 _ min, h
Минимальная
мощность по
уведомлению в сутки
X-2, МВт
Увеличение
минимальной
мощности по
уведомлению в сутки
X-2, МВт
6
7
2
j
N min(
n 4 ),h
Минимальная
мощность по
оперативному
уведомлению, МВт
8
 j 4 _ min, h
Увеличение
минимальной
мощности по
оперативному
уведомлению, МВт
9
j
N min_
факт , h
Минимальная
мощность
оборудования в час
фактической
поставки, МВт
10
,изм
 jmin_
вкл, h
Изменение
минимальной
мощности
генерирующего
оборудования в час
фактической
поставки, МВт
11
Д О
44
Регламент определения объемов фактически поставленной на оптовый рынок мощности
а
т
а
1
т
ч
е
т
н
ы
й
ч
а
с
2
j ,отст
N пуск
,h
j ,нп
N пуск
,h
Снижение
мощности,
соответствующее
согласованному
увеличению времени
включения в сеть,
МВт
Снижение
мощности,
соответствующее не
соблюдению
нормированного
времени включения
в сеть, МВт
3
4
j ,изм
N уст
,h
Снижение
мощности из-за
несоблюдения
заданного СО
состава
оборудования, МВт
N j УДГ ,h

 j 5, h *

 j 5, h *
j 9,h
НДК
Мощность
соответствующая
уточненному
диспетчерскому
графику отнесенная
к часу фактической
поставки
Отклонение от УДГ
по собственной
инициативе в
большую сторону,
МВт
Отклонение от УДГ
по собственной
инициативе в
меньшую сторону,
МВт
Снижение
заявленной скорости
набора/сброса
нагрузки, МВт
Неисполнение
команды диспетчера
6
7
8
9
10
5
Примечания:
Округление производится с точностью до трех знаков после запятой.
* Публикуется по итогам отчетного месяца..
45
Регламент определения объемов фактически поставленной на оптовый рынок мощности
Ежемесячный отчет о показателях участия генерирующего оборудования в ОПРЧ, оперативном и автоматическом вторичном регулировании
частоты электрического тока и перетоков активной электрической мощности, предоставления диапазона регулирования реактивной мощности и
выполнения технических требований к системе связи, обеспечивающей обмен данными с СО
Субъект:
Отчетный период:
Показатели невыполнения требований
Код
ГТП
1
j
N ПГ
,m
j
N НГ
,m
j
Rдиап
,m
N Qj ,m
Значение мощности
соответствующее,
ген. оборудованию
зарегистрированном
у с типом «готовое к
участию в ОПРЧ» в
отношении которой
зарегистрирован
признак готовности
к участию в ОПРЧ
равный нулю
2
Значение
мощности,
соответствующее
ген.оборудованию,
зарегистрированном
у с типом «не
готовое к участию в
ОПРЧ»
Показатель
снижения диапазона
регулирования
реактивной
мощности
Количество команд
на предоставление
диапазона
реактивной
мощности,
отданных СО
3
4
5
nQj ,m
Количество
неисполненных
команд на
предоставление
диапазона
реактивной
мощности
6
RQj ,m
Показатель
фактического
предоставления
диапазона
регулирования
реактивной
мощности
7
j
RВР
,m
Показатель
фактического
участия ГЭС, ГАЭС
в неавтоматическом
вторичном
регулировании
8
j
RАВР
,m
Показатель
фактического
участия ГЭС в
автоматическом
вторичном
регулировании
9
j
N тн
Показатель
выполнения
технических
требований к
СОТИАССО
10
46
Регламент определения объемов фактически поставленной на оптовый рынок мощности
Форма 2
Объемы невыполнения требований
 j пл
Код
ГТП
1
N j нв10 N j нв2
0
N j нв1
N j нв12 max N
j
нв12 min
N j нв22
N j нв3
N j нв4
N j нв5
N j нв6
N j нв7
N j нв81
N j нв82
N j нв9
Суммарно
е значение
объемов
снижения
мощности
,
обусловле
нные
проведени
ем
плановых
ремонтов,
МВт ч
Величи
на
согласо
ванных
огранич
ений
мощнос
ти в
предела
х
заявлен
ных
КОМ,
МВт
Величин
а
согласова
нных
ограниче
ний
мощност
и сверх
заявленн
ых в
КОМ,
МВт
Среднем
есячное
ремонтн
ое
снижени
е
мощност
и, МВт
Среднем
есячное
снижени
е
мощност
и по
уведомле
нию о
максимал
ьной
мощност
и в сутки
Y-4, МВт
Среднем
есячное
снижени
е
мощност
и по
уведомле
нию о
минимал
ьной
мощност
и в сутки
Y-4, МВт
Среднем
есячное
снижени
е
мощност
и по
уведомле
нию в
сутки X2, МВт
Среднем
есячное
снижени
е
мощност
и по
ценовой
заявке,
МВт
Среднем
есячное
снижени
е
мощност
и по
оператив
ному
уведомле
нию,
МВт
Среднем
есячное
снижени
е
мощност
и из-за
несоблю
дения
макс. и
мин.
мощност
и в час
фактичес
кой
поставки
, МВт
Среднем
есячное
снижени
е
мощност
и из-за
несоблю
дения
заданног
о СО
состава
оборудов
ания,
МВт
Снижени
е
мощност
и из-за
неиспол
нения
команды
диспетче
ра, МВт
Среднем
есячное
снижени
е
мощност
и из-за
согласова
нного
увеличен
ия
времени
включен
ия в сеть,
МВт
Среднем
есячное
снижени
е
мощност
и из-за
несоблю
дения
нормиро
ванного
времени
пуска,
МВт
Среднем
есячное
снижени
е
мощност
и из-за
снижени
я
заявленн
ой
скорости
набора/с
броса
нагрузки,
МВт
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
Примечание: Округление объемов невыполнения требований производится с точностью до трех знаков после запятой.
47
Регламент определения объемов фактически поставленной на оптовый рынок мощности
Форма 3
Ежемесячный отчет об объемах фактически поставленной на оптовый рынок мощности для ГТП генерации
Ежемесячный отчет о фактической поставке мощности генерирующего оборудования
Субъект:
Отчетный период:
j
N ПО,
m
Код ГТП
1
пост, j
N факт,
m
N снj ,m
Предельный
Фактически
Собственные
объем
поставленный
нужды
поставки
объем
мощности
мощности
Объемы недопоставки мощности, определяемые готовностью генерирующего оборудования
пост, j
NОПРЧ
,m
Объем
недопоставки
мощности,
определяемый
участием
в общем
первичном
регулировании
5
,j
N Qпост
,m
Объем
недопоставки
мощности,
определяемый
предоставление
м диапазона
регулирования
реактивной
мощности
6
пост, j
N ВР m
Объем
недопоставки
мощности,
определяемый
участием во
вторичном
регулировании
7
пост, j
N АВР
,m
пост, j
NСП
,m
Объем
недопоставки
мощности,
определяемый
участием в
автоматическом
вторичном
регулировании
Объем
недопоставки
мощности,
определяемый
способностью к
выработке
электроэнергии
8
9
,j
N тпост
н ,m
Объем
недопоставки
мощности,
определяемый
технической
готовностью
СОТИАССО
10
Примечание. Округление объемов невыполнения требований производится с точностью до трех знаков после запятой.
48