Приказ Минэнерго России от 15.10.2018 N 882 "Об утверждении Методических указаний по определению объемов и размещению резервов активной мощности в Единой энергетической системе России при краткосрочном планировании электроэнергетического режима" (Зарегистрировано в Минюсте России 14.11.2018 N 52676)

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.

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

первой синхронной зоны Единой энергетической системы России;

второй синхронной зоны Единой энергетической системы России;

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

3. В Методических указаниях используются термины и определения в значениях, установленных законодательством Российской Федерации, ГОСТ Р 55890-2013 "Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Оперативно-диспетчерское управление. Регулирование частоты и перетоков активной мощности. Нормы и требования", утвержденным и введенным в действие приказом Росстандарта от 05.12.2013 N 2164-ст (Стандартинформ, 2014), ГОСТ Р 57114-2016 "Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Электроэнергетические системы. Оперативно-диспетчерское управление в электроэнергетике и оперативно-технологическое управление. Термины и определения", утвержденным и введенным в действие приказом Росстандарта от 04.10.2016 N 1302-ст (Стандартинформ, 2016), и ГОСТ Р 57693-2017 "Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Оперативно-диспетчерское управление. Резервы активной мощности Единой энергетической системы России. Определение объемов резервов активной мощности при краткосрочном планировании. Нормы и требования", утвержденным приказом Росстандарта от 21.09.2017 N 1186-ст (Стандартинформ, 2017).

Для целей Методических указаний операционными сутками следует считать интервал времени, равный 24 (двадцати четырем) астрономическим часам, начинающийся в 00 (ноль) часов 00 (ноль) минут 00 (ноль) секунд по московскому времени для первой и второй ценовых зон, неценовой зоны Республики Коми, неценовой зоны Архангельской области и Калининградской области и в 00 (ноль) часов 00 (ноль) минут 00 (ноль) секунд по хабаровскому времени для неценовой зоны Дальнего Востока, в определенную календарную дату, в течение которой происходит производство (потребление) электрической энергии, проданное (купленное) в торговые сутки.

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;

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

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

частота - частота электрического тока.

5. Определение нормативных 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.

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 электрической энергии и мощности (далее - оптовый рынок) 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 12 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.

15. Нормативный объем РВР на загрузку и на разгрузку должен определяться для каждой области регулирования, в которой производится регулирование частоты и (или) внешних перетоков активной мощности.

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 динамической погрешности 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: