Об утверждении Методических указаний по определению объемов и размещению резервов активной мощности в Единой энергетической системе России при краткосрочном планировании электроэнергетического режима от 15 октября 2018

Действующий

МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ПРИКАЗ

от 15 октября 2018 года N 882

Об утверждении Методических указаний по определению объемов и размещению резервов активной мощности в Единой энергетической системе России при краткосрочном планировании электроэнергетического режима

(с изменениями на 10 августа 2023 года)

Информация об изменяющих документах

____________________________________________________________________

Документ с изменениями, внесенными:

приказом Минэнерго России от 10 августа 2023 года N 622 (Официальный интернет-портал правовой информации www.pravo.gov.ru, 25.12.2023, N 0001202312250024).

____________________________________________________________________

В соответствии с пунктом 2 статьи 28 Федерального закона от 26 марта 2003 г. N 35-ФЗ "Об электроэнергетике" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2003, N 13, ст.1177; 2018, N 31, ст.4861), пунктом 1 постановления Правительства Российской Федерации от 2 марта 2017 г. N 244 "О совершенствовании требований к обеспечению надежности и безопасности электроэнергетических систем и объектов электроэнергетики и внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2017, N 11, ст.1562; 2018, N 34, ст.5483) и подпунктом "б" пункта 2 постановления Правительства Российской Федерации от 13 августа 2018 г. N 937 "Об утверждении Правил технологического функционирования электроэнергетических систем и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2018, N 34, ст.5483)

приказываю:

1. Утвердить прилагаемые Методические указания по определению объемов и размещению резервов активной мощности в Единой энергетической системе России при краткосрочном планировании электроэнергетического режима.

2. Настоящий приказ вступает в силу по истечении 30 дней после дня его официального опубликования.

Министр

А.В.Новак

Зарегистрировано

в Министерстве юстиции

Российской Федерации

14 ноября 2018 года,

регистрационный N 52676

УТВЕРЖДЕНЫ

приказом Минэнерго России

от 15 октября 2018 года N 882

Методические указания по определению объемов и размещению резервов активной мощности в Единой энергетической системе России при краткосрочном планировании электроэнергетического режима

(с изменениями на 10 августа 2023 года)

I. Общие положения

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

2. Методические указания должны применяться системным оператором электроэнергетических систем России (далее - системный оператор) при выборе состава включенного генерирующего оборудования и генерирующего оборудования, находящегося в резерве, и планировании электроэнергетического режима Единой энергетической системы России на операционные сутки и периоды в пределах операционных суток на территории:

(Абзац в редакции, введенной в действие с 5 января 2024 года приказом Минэнерго России от 10 августа 2023 года N 622. - См. предыдущую редакцию)

первой синхронной зоны Единой энергетической системы России;

второй синхронной зоны Единой энергетической системы России;

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

3. В Методических указаниях используются термины и определения в значениях, установленных законодательством Российской Федерации, разделом 2 ГОСТ Р 55890-2013 "Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Оперативно-диспетчерское управление. Регулирование частоты и перетоков активной мощности. Нормы и требования", утвержденного и введенного в действие приказом Росстандарта от 5 декабря 2013 г. N 2164-ст (М., "Стандартинформ", 2014), и разделом 2 ГОСТ Р 57114-2022 "Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Электроэнергетические системы. Оперативно-диспетчерское управление в электроэнергетике и оперативно-технологическое управление. Термины и определения", утвержденного и введенного в действие приказом Росстандарта от 29 декабря 2022 г. N 1683-ст (М., "Российский институт стандартизации", 2023).

Для целей Методических указаний операционными сутками следует считать интервал времени, равный 24 (двадцати четырем) астрономическим часам, начинающийся в календарную дату, в течение которой происходит производство (потребление) электрической энергии, проданное (купленное) в торговые сутки:

в 00 (ноль) часов 00 (ноль) минут 00 (ноль) секунд по московскому времени - для территорий, которые объединены в ценовые зоны оптового рынка электрической энергии и мощности (далее - оптовый рынок), а также территорий Республики Коми, Архангельской области и Калининградской области;

в 00 (ноль) часов 00 (ноль) минут 00 (ноль) секунд по хабаровскому времени, а начиная с момента перехода к применению на территориях субъектов Российской Федерации, указанных в пункте IV приложения N 2 к Правилам оптового рынка электрической энергии и мощности, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2010 г. N 1172 "Об утверждении Правил оптового рынка электрической энергии и мощности и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам организации функционирования оптового рынка электрической энергии и мощности" (далее - Правила оптового рынка), московского времени при определении сроков совершения действий, предусмотренных Правилами оптового рынка и договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, в 00 (ноль) часов 00 (ноль) минут 00 (ноль) секунд по московскому времени - для территорий субъектов Российской Федерации, указанных в пункте IV приложения N 2 к Правилам оптового рынка.

(Пункт в редакции, введенной в действие с 5 января 2024 года приказом Минэнерго России от 10 августа 2023 года N 622. - См. предыдущую редакцию)

4. В Методических указаниях используются следующие сокращения:

АВРЧМ - автоматическое вторичное регулирование частоты и перетоков активной мощности;

АЧР - автоматика частотной разгрузки;

ГЭС - гидроэлектростанция;

ЕЭС России - Единая энергетическая система России;

НПРЧ - нормированное первичное регулирование частоты;

ОЭС - объединенная энергосистема;

ПА - противоаварийная автоматика;

РВР - резерв вторичного регулирования;

РПР - резерв первичного регулирования;

РТР - резерв третичного регулирования;

ТЭС - тепловая электростанция;

абзац утратил силу с 5 января 2024 года - приказ Минэнерго России от 10 августа 2023 года N 622 - см. предыдущую редакцию;

частота - частота электрического тока.

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

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

II. Резерв первичного регулирования

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

8. Во второй синхронной зоне ЕЭС России РПР нормироваться не должен.

9. Планирование РПР должно осуществляться для каждой области регулирования, в которой производится регулирование частоты, за исключением второй синхронной зоны ЕЭС России, путем размещения РПР на единицах генерирующего оборудования, находящихся в области регулирования.

10. Размещение РПР должно осуществляться только на единицах генерирующего оборудования, в отношении которых имеются техническая возможность и договорные обязательства по предоставлению услуг по участию в НПРЧ.

В случае если суммарные объемы первичной мощности на генерирующем оборудовании, в отношении которого имеются техническая возможность и договорные обязательства по предоставлению услуг по участию в НПРЧ, превышают нормативный объем РПР, РПР должен размещаться на генерирующем оборудовании с учетом результатов его ранжирования, осуществляемого в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

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

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

13. При невозможности размещения РПР в объеме, определенном в соответствии с пунктом 7 Методических указаний, на единицах генерирующего оборудования, соответствующих требованиям, установленным пунктом 10 Методических указаний, величина планового объема РВР должна быть увеличена на величину разницы между нормативным и размещенным объемом РПР.

14. Фактический объем РПР должен определяться для каждой области регулирования, в которой производится регулирование частоты, за исключением второй синхронной зоны ЕЭС России.

Фактический объем РПР должен определяться как сумма фактического объема РПР на всех единицах генерирующего оборудования, техническое состояние которого обеспечивает при наличии необходимых условий реализацию размещенного на нем РПР.

III. Резерв вторичного регулирования

15. Нормативный объем РВР на загрузку и на разгрузку должен определяться для каждой области регулирования, в которой производится регулирование частоты и внешних перетоков активной мощности, за исключением временно выделенных на изолированную работу объединенных электроэнергетических систем (частей объединенных электроэнергетических систем).

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

расчетный небаланс мощности, связанный с отключением генерирующего оборудования с наибольшей рабочей мощностью в области регулирования, с учетом реализации управляющих воздействий ПА (за исключением АЧР);

объем управляющих воздействий от устройств (комплексов) ПА на отключение генерирующего оборудования в области регулирования при единичном нормативном возмущении;

нерегулярные отклонения мощности и динамическая погрешность регулирования баланса мощности.

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

18. Значение величины нерегулярных отклонений мощности и динамической погрешности регулирования баланса мощности (R) должно определяться системным оператором для каждой области регулирования по следующей формуле:

где:

- активная мощность потребления в области регулирования, МВт;

k - коэффициент, зависящий от скорости изменения потребления активной мощности в области регулирования.

Значение коэффициента k должно приниматься равным:

6 - в часы переменной части графика нагрузки (диспетчерские интервалы), в которые скорость изменения потребления в области регулирования составляет более 3 процентов от в час;

3 - в остальные часы суток.

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

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

Этот документ входит в профессиональные
справочные системы «Кодекс» и «Техэксперт»